Rapport du comité d'évaluation scientifique de l'exploration et de l'exploitation pétrolières et gazières en mer dans l'est et le centre de l'Arctique

2.1 Accord du Nunavut et lois fédérales connexes

La création du Nunavut, le 1er avril 1999, est le résultat du plus important accord sur les revendications territoriales autochtones de l'histoire du Canada, c'est à dire : l'Accord sur les revendications territoriales du Nunavut, qui est également connu comme l'Accord du Nunavut, conclu entre les Inuit de la région du Nunavut et le gouvernement du Canada (Figure 1)^{Note de bas de page 5}. L'Accord du Nunavut a été officiellement adopté le 9 juillet 1993.

L'Accord du Nunavut jette les bases de la participation des Inuit à la « prise de décisions concernant l'utilisation, l'exploitation, la gestion et la conservation des terres, des eaux et des ressources, notamment au large des côtes »^{Note de bas de page 6}. Les dispositions relatives à l'exploitation des ressources, y compris le rôle des conseils de cogestion, s'appliquent principalement aux projets qui se déroulent, en tout ou en partie, dans la région du Nunavut. Cependant, certaines dispositions s'appliquent aussi aux projets qui ont lieu dans la zone de banquise côtière externe, une zone de la baie de Baffin et du détroit de Davis qui est située à proximité de la région du Nunavut (figure 1), ou à 2 zones distinctes au delà de la région du Nunavut^{Note de bas de page 7}.

Plusieurs des dispositions relatives à la gestion de l'exploitation des ressources dans la région du Nunavut sont établies par deux lois fédérales, c'est à dire : la Loi sur l'aménagement du territoire et l'évaluation des projets au Nunavut^{Note de bas de page 8} et la Loi sur les eaux du Nunavut et le Tribunal des droits de surface du Nunavut. Ces lois définissent les pouvoirs, les fonctions, les objectifs et les obligations des organismes publics^{Note de bas de page 9}. La Loi sur l'aménagement du territoire et l'évaluation des projets au Nunavut est particulièrement pertinente dans le contexte de l'exploitation pétrolière et gazière, puisqu'elle établit officiellement les processus réglementaires en fonction desquels les propositions de projet devant être approuvées^{Note de bas de page 10} sont examinées, notamment en ce qui a trait à la conformité de l'utilisation des terres et à l'évaluation de l'impact sur l'environnement^{Note de bas de page 11}.

Référence : Carte de la Région du Nunavut, Accord sur les revendications territoriales du Nunavut (figure disponible en anglais uniquement).

Équivalent textuel pour la Figure 1 : Région du Nunavut

La figure 1 est une carte qui illustre les limites de la région du Nunavut établie dans l'Accord sur les revendications territoriales du Nunavut. Comme le montre la carte, la région du Nunavut est divisée en 2 zones, la zone A et la zone B. La zone A couvre une partie des îles arctiques et du continent de l'Arctique de l'Est, ainsi que les zones marines adjacentes. La zone B couvre les îles Belcher, les îles associées et les zones marines adjacentes dans le sud-est de la baie d'Hudson.

Une autre caractéristique importante de l'Accord du Nunavut est l'octroi aux Inuit de titres de propriété sur environ 356 000 kilomètres carrés de terres. Les terres inuit comprennent 150 parcelles dans lesquelles les Inuit possèdent les droits de surface et souterrains (« terres inuit souterraines »), ainsi que 944 parcelles dans lesquelles la Couronne possède les minéraux, le pétrole et le gaz (« terres inuit de surface »). Les seules parcelles des terres inuit dans lesquelles il pourrait y avoir un potentiel pétrolier ou gazier sont situées dans la région de la baie Norwegian (sur la terre), dans la partie sud est du bassin de Sverdrup.

2.2 Lois et règlements fédéraux

Il existe 2 domaines généraux de responsabilité fédérale pour le pétrole et le gaz, c'est à dire : la réglementation des opérations et l'administration des droits. Ces domaines sont assujettis, respectivement, à la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, qui s'applique à toutes les opérations réalisées au Nunavut, et à la Loi fédérale sur les hydrocarbures, qui s'applique uniquement aux terres domaniales^{Note de bas de page 14}. Plusieurs autres lois et règlements s'appliquent également aux opérations pétrolières et gazières.

2.2.1 Loi sur les opérations pétrolières au Canada et Régie de l'énergie du Canada

La Loi sur les opérations pétrolières au Canada régit la recherche, la production, le traitement et le transport de pétrole et de gaz au Nunavut, sur terre et en mer, ainsi que sur la marge continentale adjacente et ses eaux. Celle-ci s'applique également aux eaux adjacentes au Yukon et aux Territoires du Nord-Ouest, ainsi qu'aux eaux du Pacifique et de l'Atlantique ne faisant pas l'objet d'une entente de gestion conjointe fédérale-provinciale (figure 2). Cette loi a pour but de « favoriser la sécurité, la protection de l'environnement, la conservation des ressources pétrolières et gazières et les accords conjoints de production »^{Note de bas de page 15}. Dans le cadre de l'Initiative de renouvellement de la réglementation concernant les zones pionnières et extracôtières, les règlements de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada^{Note de bas de page 16} relatifs aux opérations géophysiques, au forage d'exploration et d'exploitation ainsi qu'à la construction, à la certification et à l'exploitation des installations de production sont en cours de modernisation et seront regroupés dans un règlement cadre. La Régie de l'énergie du Canada^{Note de bas de page 17} réglemente l'ensemble des activités pétrolières et gazières réalisées dans toutes les zones où la Loi sur les opérations pétrolières au Canada s'applique. Pendant près des 6 décennies précédant la création de la Régie de l'énergie du Canada en août 2019, date à laquelle la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie est entrée en vigueur, l'Office national de l'énergie a supervisé les entreprises et les projets énergétiques au Canada.

Remarques : La Régie de l'énergie du Canada réglemente les activités pétrolières et gazières réalisées dans la région du Nunavut, les eaux canadiennes dans les zones extracôtières de l'Arctique, du Pacifique et de l'Atlantique qui ne sont pas sujettes à un accord fédéral-provincial, ainsi que les activités qui traversent des frontières provinciales et territoriales.

Équivalent textuel pour la Figure 2 : Zones de compétence de la Régie de l'énergie du Canada

La figure 2 illustre les domaines de compétence de la Régie de l'énergie du Canada en matière de travaux ou d'activités pétroliers et gaziers. La baie d'Hudson, le Nunavut et les zones extracôtières de l'Arctique, ainsi que les zones extracôtières du Pacifique sont tous réglementés par la Régie de l'énergie du Canada en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada. La partie continentale des Territoires du Nord-Ouest est réglementée par le régulateur du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest. Les zones terrestres de la région désignée des Inuvialuit sont réglementées par la Régie de l'énergie du Canada en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada. La zone des réserves prouvées de Norman Wells, dans les Territoires du Nord-Ouest, est réglementée par la Régie de l'énergie du Canada en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada. L'Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers réglemente toutes les zones extracôtières situées au large de la côte de Terre-Neuve-et-Labrador. L'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers réglemente toutes les zones extracôtières situées autour de la Nouvelle-Écosse. La zone couverte par l'Accord Canada-Québec, située dans le golfe du Saint-Laurent, relève de la compétence de la Régie de l'énergie du Canada. Les pipelines réglementés par la Régie de l'énergie du Canada en vertu de la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie sont également représentés sur la carte et sont situés dans les parties méridionales de la Nouvelle-Écosse, du Québec, de l'Ontario, du Manitoba et de la Saskatchewan. La plupart des pipelines réglementés par la Régie de l'énergie du Canada sont situés en Alberta et s'étendent jusqu'à la zone prouvée de Norman Wells dans les Territoires du Nord-Ouest. Il existe également des pipelines réglementés par la Régie de l'énergie du Canada en Colombie-Britannique. La Régie de l'énergie du Canada réglemente également le gazoduc du puits de gaz Ikhil en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada. Le gazoduc est situé dans la région désignée des Inuvialuit, dans la partie nord-ouest des Territoires du Nord-Ouest.

Évaluation environnementale

Tout projet effectué dans la région du Nunavut devant être approuvé en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada doit faire l'objet d'un examen environnemental réalisé par la Commission du Nunavut chargée de l'examen des répercussions. Une évaluation en vertu de la Loi sur l'évaluation d'impact est requise pour toute activité pétrolière et gazière qui est approuvée en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et qui est liée à un projet désigné à l'extérieur de la région du Nunavut. Les évaluations environnementales des projets de pipelines dans le Nord et en mer traversant une frontière territoriale et provinciale relèvent de la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie.

Examen des forages extracôtiers

En décembre 2011, l'Office national de l'énergie^{Note de bas de page 18} a publié un document intitulé « Le passé imprègne le présent et contient le futur – La revue des forages extracôtiers dans l'Arctique canadien – Préparons l'avenir »^{Note de bas de page 19}. Dans le cadre de cet examen, l'Office national de l'énergie a mené de vastes consultations auprès des représentants de l'industrie et des intervenants du Nord et a étudié les meilleurs renseignements possible sur les dangers, les risques et les mesures de sécurité associés aux forages extracôtiers dans l'Arctique canadien. À l'issue de cet examen, l'Office national de l'énergie a déterminé les principales exigences de dépôt auxquelles les entreprises qui présentent une demande de forage dans les eaux arctiques du Canada doivent se conformer, ce qui a eu pour effet d'améliorer la clarté de la réglementation. Toutes les exigences de dépôt sont présentées dans le document qui accompagne cet examen, lequel est intitulé « Exigences de dépôt relatives aux forages extracôtiers dans l'Arctique canadien »^{Note de bas de page 20}. Toujours dans le cadre de cet examen, l'Office national de l'énergie a réaffirmé la « politique sur la capacité de forer un puits de secours au cours d'une même saison » du Canada, laquelle exige que le demandeur d'autorisation de forage en mer « 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 »^{Note de bas de page 21}. Alternativement, le demandeur peut démontrer que la ou les mesures alternatives qu'il propose pour tuer une éruption pourrait (pourraient) égaler ou surpasser le résultat prévu de la politique sur la capacité de forer un puits de secours au cours d'une même saison (détermination de l'équivalence de la politique).

2.2.2 Loi fédérale sur les hydrocarbures et administration des droits

Délivrance des permis et licences

Conformément à la Loi fédérale sur les hydrocarbures, des permis et licences sont octroyés pour permettre la recherche, l'exploitation et la production de pétrole et de gaz sur les terres domaniales. La délivrance de permis et licences en vertu de la Loi fédérale sur les hydrocarbures suit un processus transparent et concurrentiel^{Note de bas de page 22}. Le processus d'obtention d'un permis de prospection commence habituellement par un appel de candidatures lancé par Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada, ce qui permet au Ministère d'évaluer le niveau d'intérêt commercial à l'égard de l'exploration sur les terres domaniales. Par la suite, Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada peut lancer un appel d'offres afin d'inviter officiellement les entreprises à prendre part à une mise aux enchères des terres. Pendant cette étape, Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada évalue les offres en fonction d'un seul critère; il s'agit du montant total que l'entreprise s'engage à investir dans l'exploration de la zone du permis demandé. Le ministre de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada peut accorder un titre associé aux activités pétrolières et gazières au soumissionnaire retenu, c'est à dire à l'entreprise qui a présenté la meilleure offre.

Les tâches relatives à l'administration de la Loi fédérale sur les hydrocarbures sont réparties entre Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada et Ressources naturelles Canada. Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada est responsable de l'administration de la Loi fédérale sur les hydrocarbures au nord de la limite administrative de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada et Ressources naturelles Canada, comme illustré à la figure 3. Cette carte montre aussi les attestations de découverte importante actuelles au Nunavut. De plus amples détails sont fournis à l'annexe 3.

Équivalent textuel pour la Figure 3 : Compétence du ministre de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada relativement à la Loi fédérale sur les hydrocarbures

La figure 3 est une carte montrant l'emplacement des permis de prospection et des attestations de découverte importante délivrés dans l'Arctique (mer de Beaufort, îles de l'Arctique et Arctique oriental) et relevant de la compétence du ministère Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada. Les permis de prospection sont tous situés dans la mer de Beaufort. Les attestations de découverte importante sont situées en majorité dans la mer de Beaufort, dans la même zone que les permis de prospection, et dans les îles de l'Arctique. Une attestation de découverte importante est située dans l'Arctique oriental, à l'est de l'île de Baffin. La carte indique également l'emplacement des oléoducs et des gazoducs dans le nord de la Colombie-Britannique et de l'Alberta, ainsi que dans les Territoires du Nord-Ouest.

Il y a 3 types de titres associés aux activités pétrolières et gazières qui peuvent être octroyés en vertu de la Loi fédérale sur les hydrocarbures :

Permis de prospection

Le permis de prospection confère à son titulaire le droit exclusif de rechercher et d'exploiter des ressources pétrolières et gazières dans la zone visée. Le permis de prospection a une durée fixe de 9 ans et ne peut pas être renouvelé. Le titulaire d'un permis de prospection est tenu de fournir un dépôt de garantie d'exécution des travaux remboursable qui peut être confisqué dans l'éventualité où le titulaire ne s'acquitte pas de son obligation de forer un puits d'exploration pendant la période de validité de son permis.

Attestation de découverte importante

Lorsque des travaux d'exploration donnent lieu à une découverte importante (c. à d. si le titulaire du permis fore un puits d'exploration et prouve que ce dernier a un potentiel commercial), une demande de déclaration de découverte importante peut être présentée à la Régie de l'énergie du Canada. Après avoir reçu une déclaration de découverte importante, le titulaire d'un permis de prospection peut demander à Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada une attestation de découverte importante pour la zone de la découverte. À l'instar du permis de prospection, l'attestation de découverte importante confère à son titulaire le droit exclusif de rechercher et d'exploiter des ressources pétrolières et gazières dans la zone visée. Cependant, l'attestation de découverte importante est valide à perpétuité.

Licence de production

Le dernier type de titre est le suivant : la licence de production. La licence de production confère à son titulaire le droit exclusif d'exploiter et de produire des ressources pétrolières et gazières dans la zone visée. La période de validité de la licence de production est de 25 ans, mais celle ci peut être prolongée tant que la production est en cours. Un schéma complet du processus d'attribution des droits est fourni à l'annexe 4.

Examen de la Loi fédérale sur les hydrocarbures

Le 30 mai 2016, le représentant spécial du ministre, M. Rowland Harrison, c.r., a terminé l'Examen de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, lequel avait pour but :

« 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. »

Cet examen a permis de conclure que, bien que le système de la Loi fédérale sur les hydrocarbures soit solide et doive être maintenu, il convient d'apporter des précisions relatives à son rôle. M. Harrison a proposé 10 recommandations afin de mieux tenir compte de la compréhension actuelle des défis techniques et réglementaires dans les eaux arctiques du Canada^{Note de bas de page 23}.

Plans de retombées économiques

Le plan de retombées économiques constitue une obligation légale en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. Tout exploitant qui participe à la recherche, au forage, à la production et au transport de ressources pétrolières et gazières au Nunavut et dans les plateaux continentaux adjacents est tenu de présenter un plan de retombées économiques au ministre de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada pour approbation.

Le paragraphe 5.2(1) de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada définit le plan de retombées économiques comme suit :

« plan prévoyant l'embauche de Canadiens et offrant aux fabricants, conseillers, entrepreneurs et sociétés de services canadiens la juste possibilité de participer, compte tenu de leur compétitivité, à la fourniture de biens et services dans l'exercice d'activités. »

Bien que la Loi sur les opérations pétrolières au Canada ne fournisse aucun détail sur ce qui constitue un plan de retombées économiques, les lignes directrices^{Note de bas de page 24} préparées par le gouvernement fédéral précisent qu'un tel plan doit comprendre une description du projet ainsi que les stratégies de l'exploitant relatives à la formation, à l'emploi, à l'approvisionnement, à l'octroi de contrats, à la surveillance et la production de rapports. Ces lignes directrices décrivent également les grands principes (y compris les objectifs qui leur correspondent) qu'un exploitant qui effectue des activités ou des travaux liés aux ressources pétrolières et gazières sur des terres domaniales est censé respecter.

Le plan de retombées économiques doit faire en sorte que les Inuit et les autres résidents et entreprises du Nord aient l'occasion de participer aux activités ou travaux liés aux ressources pétrolières et gazières réalisés sur les terres domaniales du Nord et d'en bénéficier directement. Tous les exploitants sont encouragés à établir et à mettre en œuvre des stratégies de formation et d'emploi ainsi que des processus d'affaires et d'approvisionnement qui optimisent les avantages dans le Nord.

Redevances

Les terres domaniales sont assujetties à un régime de redevances génériques autorisé en vertu de la Loi fédérale sur les hydrocarbures et prescrit par le Règlement sur les redevances relatives aux hydrocarbures provenant des terres domaniales^{Note de bas de page 25}. Bien que le gouvernement fédéral perçoive des redevances, les Inuit ont droit^{Note de bas de page 26}, en vertu de l'article 25 de l'Accord du Nunavut, à un pourcentage des revenus provenant des projets dont la ressource se trouve dans la région du Nunavut ou la zone de banquise côtière externe. Les Inuit seraient les seuls bénéficiaires des revenus tirés de la production de ressources dans les terres inuit souterraines^{Note de bas de page 27}.

2.3 Transfert de responsabilités

Le contexte réglementaire du Nunavut sera enrichi lorsque le gouvernement du Canada transférera au gouvernement du Nunavut les responsabilités relatives à l'administration et au contrôle des terres publiques (de la Couronne) et de la gestion des ressources. Ce transfert de responsabilités permettra aux Nunavummiut de prendre des décisions relatives à l'utilisation et à la mise en valeur des terres publiques et des ressources. Le 15 août 2019, les parties ont signé une entente de principe qui sert actuellement de guide pour la négociation d'une entente définitive sur le transfert de responsabilités au Nunavut. Il faut noter que cette négociation était toujours en cours au moment de la rédaction de ce rapport.

Le chapitre de l'entente de principe consacré à l'administration des ressources pétrolières et gazières définit le cadre du transfert des responsabilités relatives à la gestion du pétrole et du gaz dans les zones côtières, cadre qui sera présenté en détail dans l'entente définitive. Cela comprendra une entente de coordination et de coopération entre les parties pour la gestion des ressources pétrolières et gazières dans les zones côtières et extracôtières du Nunavut, surtout aux endroits où les ressources pétrolières et gazières chevauchent ou pourraient chevaucher les zones côtières et extracôtières. La signature d'une entente sur le transfert de responsabilités permettra également, sur demande écrite du gouvernement du Nunavut, de commencer à négocier une entente sur les ressources extracôtières, notamment en ce qui concerne la gestion, la prise de décisions et le partage des revenus tirés des ressources.

4.1 Répondre aux recommandations de la Commission du Nunavut chargée de l'examen des répercussions : document de travail sur le plan d'action du gouvernement du Nunavut

Le gouvernement du Nunavut a participé activement aux différentes étapes de l'évaluation environnementale stratégique et a à cœur le respect du développement durable au Nunavut et à proximité de son territoire, que ce soit d'un point de vue environnemental, socioéconomique, culturel ou autre. Dans le document de travail sur le plan d'action du gouvernement du Nunavut, une analyse de l'évaluation environnementale stratégique et un plan d'action visant à répondre aux recommandations de la Commission du Nunavut chargée de l'examen des répercussions sont présentés, dans le but d'établir les priorités conformément aux résultats de l'évaluation environnementale stratégique.

Il est important de noter que les priorités peuvent varier en fonction de différents facteurs tels que les priorités des partenaires, des intervenants et des collectivités. Le gouvernement du Nunavut communique son plan d'action à des fins de discussion, en espérant que certaines mesures de suivi hautement prioritaire pourront être mises en œuvre par les partenaires et les intervenants visés. Des commentaires initiaux sont fournis sur la qualité de l'évaluation environnementale stratégique et le succès global relativement à l'atteinte des objectifs. Le plan d'action définit également la priorité attribuée à chacune des recommandations, ainsi que l'échéancier et les partenaires potentiels. Les mesures sont classées en fonction des sujets clés figurant ci dessous :

• prévention des déversements et intervention en cas de déversement;
• avantages et compensations;
• élaboration de scénarios;
• zones sensibles, espèces en péril et domaines jugés importants par les Inuit;
• création d'une solide base de connaissances;
• planification régionale, politique et participation communautaire;
• atténuation, évaluation d'impact et surveillance des projets.

La mise en œuvre de ce plan d'action est assujettie à l'approbation des partenaires, à la participation et à la consultation des collectivités visées, à la disponibilité de fonds fédéraux et à la collaboration entre les intervenants.

5.1 Historique de l'exploration et de la production

La recherche des hydrocarbures (pétrole et gaz) dans l'est et le centre de l'Arctique a commencé par des levés sismiques au début des années 1960^{Note de bas de page 36}, et le tout premier puits a été foré à Resolute Bay, en 1963. Au total, 150 puits d'exploration ont été forés :

• 146 dans les îles de l'Arctique;
• 3 dans le détroit de Davis;
• 1 dans le bassin Foxe^{Note de bas de page 37}.

En outre, 125 des puits forés dans les îles de l'Arctique se trouvaient dans le bassin de Sverdrup^{Note de bas de page 38}, ce qui a donné lieu à 19 découvertes d'hydrocarbures :

• 9 de gaz;
• 7 de pétrole et de gaz;
• 3 de pétrole^{Note de bas de page 39}.

Deux des 3 puits forés dans le détroit de Davis en 1980 se trouvaient dans le bassin de Saglek^{Note de bas de page 40}, c'est à dire les puits Hekja O–71 et Ralegh N–18, non loin de là. Le puits Hekja O–71, situé à 80 kilomètres à l'est de Loks Land (une île à l'embouchure de la baie Frobisher) a permis de découvrir le champ gazier Hekja, dont les réserves ont été estimées à 2,3 Tpi³ de gaz^{Note de bas de page 41}. Le puits Ralegh N–18, foré au nord du puits Hekja, et le puits Gjoa G–37, foré juste à l'extérieur du bassin de Saglek, n'ont pas été une réussite. Toutes les découvertes sont sujettes à une attestation de découverte importante^{Note de bas de page 42}.

À ce jour, le champ Bent Horn, sur l'île Cameron, est le seul à avoir fait l'objet de production. Entre 1985 et 1996, de 1 à 3 pétroliers ont navigué chaque été jusqu'à une raffinerie située à Montréal ou en Europe, pour une production totale de 2,8 millions de barils^{Note de bas de page 43}.

5.2 Rapports préparés pour l'examen quinquennal

À la demande de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada, la Commission géologique du Canada a préparé 2 rapports sur les ressources pétrolières et gazières dans l'est et le centre de l'Arctique. Le premier rapport, intitulé « Resource Assessments of Northern Offshore Canadian Sedimentary Basins, 1973-2020 »^{Note de bas de page 44} (ci après, « le rapport sur l'évaluation des ressources »), porte sur l'ensemble des zones extracôtières de l'Arctique canadien, y compris les eaux adjacentes au Yukon et à la région du Nunavut ainsi que les zones de l'est et du centre de l'Arctique^{Note de bas de page 45} qui sont visées par le moratoire. Il présente de brèves descriptions de la géologie de huit bassins sédimentaires^{Note de bas de page 46},^{Note de bas de page 47}, les levés sismiques et les forages effectués, ainsi que les résultats des évaluations des ressources pétrolières et gazières dans chaque bassin.

Le deuxième rapport, intitulé « Northern Nunavut Hydrocarbon Prospectivity Study^{Note de bas de page 48} » (ci après, « le rapport sur l'étude de la prospectivité »), s'appuie sur le rapport sur l'évaluation des ressources pour fournir un aperçu de la prospectivité^{Note de bas de page 49} des ressources en hydrocarbures dans les zones extracôtières^{Note de bas de page 50} de l'est et du centre de l'Arctique^{Note de bas de page 51}, y compris 3 bassins sédimentaires qui n'ont pas été décrits dans le premier rapport. Pour chacun des 10 bassins qui sont associés à une certaine probabilité de contenir des hydrocarbures (figure 5), le rapport décrit plusieurs aspects liés à la prospectivité, y compris la géologie et les systèmes pétroliers^{Note de bas de page 52}, les travaux d'exploration et les études antérieures, les estimations antérieures des ressources, le degré de confiance à l'égard des estimations antérieures, ainsi que les travaux futurs qui pourraient être réalisés relativement aux bassins et le degré d'effort qui serait nécessaire à l'exécution de ces travaux. Les bassins décrits dans le rapport peuvent être regroupés en 3 zones :

Baie de Baffin et détroit de Davis

• Le bassin de Saglek est situé au large de l'île de Baffin, au sud de la baie Cumberland, et s'étend le long de la côte du Labrador jusqu'à environ 56° N.
• La marge de Baffin^{Note de bas de page 53} est présente le long de la côte de l'île de Baffin et s'étend jusqu'à la baie Cumberland (au sud). Elle comprend un certain nombre de bassins secondaires.
• Le détroit de Lancaster/cône de Baffin^{Note de bas de page 54} occupe le détroit de Lancaster et la zone adjacente de la baie de Baffin.

Source : Étude de prospectivité ; les lignes en pointillé et les étoiles ont été ajoutées - notez que leur emplacement est approximatif.

Équivalent textuel pour la Figure 5 : Bassins sédimentaires au Nunavut

La figure 5 est une représentation des bassins sédimentaires du Nunavut. Une partie de la frontière (approximative) entre le Nunavut et les Territoires du Nord-Ouest est représentée par la ligne en pointillé (la partie nord-sud suit la ligne de longitude 110⁰W). Les champs gaziers de Drake et d'Hecla sont représentés par des étoiles près de la marge gauche, à proximité de la frontière entre le Nunavut et les Territoires du Nord-Ouest (Hecla est à gauche) et le champ d'Hekja est représenté par l'étoile située sous le "S" de Saglek Basin. Les différentes zones représentées sur la carte sont les suivantes : la ceinture franklinienne déformée, qui s'étend de l'île d'Ellesmere à l'île de Melville entre la plate-forme arctique au sud et le bassin de Sverdrup au nord ; le bassin de Sverdrup, qui sous-tend les parties septentrionale et centrale des îles arctiques, au nord de la ceinture franklinienne déformée ; la marge arctique, au nord de la ceinture franklinienne déformée ; la marge arctique, au nord du bassin de Sverdrup, qui s'étend de l'île Banks à l'île d'Ellesmere ; l'éventail de Baffin occupe le détroit de Lancaster et la zone adjacente de la baie de Baffin ; la dorsale Alpha, située au nord de la marge arctique ; le bassin de la mer de Lincoln, situé au nord du Groenland et des îles de l'Arctique ; la dorsale Lomonosov, située à l'ouest du bassin de la mer de Lincoln et au nord de la partie orientale de la dorsale Alpha ; la marge de Baffin, située entre l'île de Baffin, l'île d'Ellesmere, l'île Devon et le Groenland ; le bassin Foxe, situé entre l'île de Baffin et la péninsule de Melville ; le bassin de Saglek, situé au large de l'île de Baffin, au sud de la baie de Cumberland et s'étendant le long de la côte du Labrador jusqu'à environ 56°N, et la plate-forme arctique qui couvre les îles arctiques méridionales, certaines parties du nord de l'île de Baffin et s'étend sur le continent septentrional.

5.3 Évaluations antérieures des ressources

La qualité et le degré de détail des évaluations antérieures des ressources varient. Conformément au rapport sur l'étude de la prospectivité, les anciennes évaluations prédisaient la taille des ressources dans un bassin sédimentaire, mais pas où ces ressources pouvaient être trouvées, tandis que les évaluations plus récentes de la Commission géologique du Canada fournissent des prédictions qualitatives sur l'emplacement des ressources, mais pas sur leur taille. La figure 6 montre que, selon les évaluations antérieures, la plupart des ressources pétrolières et gazières potentielles se trouvent dans le bassin de Sverdrup, la marge de Baffin et la marge arctique.

Remarques : Les évaluations portant sur certains bassins comprennent des zones situées à l'ouest de la ligne de longitude 110° O, donc dans les Territoires du Nord-Ouest. Les évaluations portant sur le bassin de Sverdrup, la ceinture franklinienne déformée et la plateforme de l'Arctique comprennent des ressources terrestres importantes. La marge de Baffin exclut le bassin de Saglek et le cône de Baffin. Il n'existe pas d'évaluations antérieures distinctes pour le bassin de Saglek et le cône de Baffin. Les « barils d'équivalent pétrole » (bep) comprennent le pétrole et le gaz; on considère qu'un baril de pétrole possède la même quantité d'énergie que 6 000 pieds cubes de gaz.

Équivalent textuel pour la Figure 6 : Variation des estimations moyennes du nombre de barils équivalent pétrole récupérables, conformément aux évaluations des ressources existantes dans les bassins sédimentaires de l'est et du centre de l'Arctique.

La figure 6 est un diagramme à barres illustrant la fourchette des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérables provenant des évaluations existantes des ressources des neuf bassins sédimentaires situés dans le centre et l'est de l'Arctique qui ont au moins une certaine probabilité de contenir des hydrocarbures. Le graphique à barres montre que la partie canadienne de la dorsale de Lomonosov ne contient pas ou peu de barils d'équivalent pétrole récupérables. Le bassin de la mer de Lincoln se situe approximativement dans une fourchette d'estimations moyennes de 1 000 à 2 000 millions de barils d'équivalent pétrole récupérables. La marge arctique, avec une fourchette d'estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérables comprise entre 3 000 et 8 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin de Sverdrup, avec une fourchette d'estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérables comprise entre 5 000 et 16 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le détroit de Lancaster, avec une fourchette d'estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérables comprise entre 1 000 et 4 000 millions de barils d'équivalent pétrole. La marge de Baffin, avec une fourchette d'estimations moyennes d'équivalent en barils de pétrole récupérables comprise entre 3 000 et 10 000 millions de barils d'équivalent pétrole. La ceinture franklinienne déformée, avec une fourchette d'estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérables comprise entre 2 000 et 3 000 millions de barils d'équivalent pétrole. La plate-forme arctique, avec une fourchette d'estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérables comprise entre 2 000 et 3 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le graphique à barres montre que le bassin Foxe ne contient pas ou peu de barils d'équivalent pétrole récupérables.

5.4 Potentiel d'hydrocarbures

Le rapport sur l'étude de la prospectivité identifie 6 zones qui sont considérées comme étant les plus susceptibles de contenir des ressources pétrolières ou gazières importantes. Toutes ces zones sont sous-jacentes à des sédiments relativement jeunes et sont associées à des découvertes ou à des conditions géologiques qui sont considérées comme favorables aux accumulations d'hydrocarbures. Les 2 bassins associés à au moins une découverte sont les suivants : le bassin de Sverdrup, qui est situé dans le centre des îles de l'Arctique, entre les îles Melville et Ellef Ringnes, et le bassin de Saglek, qui est situé au sud est de l'île de Baffin.

Les autres zones associées à un potentiel élevé comprennent les suivantes :

• la marge de Baffin entre la baie Cumberland et le détroit de Lancaster;
• le détroit de Lancaster et le cône de Baffin à l'embouchure du détroit de Lancaster;
• la zone de rift de la marge continentale arctique, le long du côté nord ouest des îles de l'Arctique;
• la mer de Lincoln, au nord de l'île d'Ellesmere.

Toutes ces zones sont traitées dans les sections suivantes, et les descriptions sont largement inspirées du rapport sur l'étude de la prospectivité^{Note de bas de page 55}.

Il y a 4 zones associées à un potentiel d'hydrocarbures plus faible. Le bassin Foxe n'a pas été enfoui profondément et ne dispose pas des roches mères prolifiques nécessaires à la production de pétrole et de gaz^{Note de bas de page 56}. La production d'hydrocarbures dans la plateforme de l'Arctique et la ceinture franklinienne déformée aurait eu lieu il y a longtemps, et les événements tectoniques subséquents ont probablement réduit le potentiel pour des gisements d'hydrocarbures préservés. Étant donné que la dorsale Lomonosov a également subit des événements tectoniques importants ainsi que du soulèvement et de l'érosion, il est peu probable que des gisements d'hydrocarbures importants soient encore présents dans cette zone. Par conséquent, ces zones ne sont pas examinées plus en détail dans ce rapport. L'annexe 6 montre les zones associées à un potentiel d'hydrocarbures élevé, moyen et faible.

5.5 Bassin de Sverdrup

S'étendant sur près de 1 300 kilomètres le long d'un axe nord est et sud ouest et mesurant près de 400 kilomètres de large, le bassin de Sverdrup est l'un des plus grands bassins pétrolifères du Canada. Il englobe une séquence de roches sédimentaires dont l'épaisseur peut atteindre 13 kilomètres. Bien que la majeure partie du bassin se trouve au Nunavut, une petite partie à l'extrémité ouest, qui contient 20 pour cent des ressources^{Note de bas de page 57}, se trouve dans les Territoires du Nord-Ouest. La majeure partie du bassin est bien explorée, mais un potentiel de découverte subsiste en profondeur dans le bassin^{Note de bas de page 58}. En outre, 29 pour cent des ressources totales du bassin sont situées sur terre et ne sont pas visées par le moratoire.

La plupart des 19 découvertes de pétrole et de gaz sont situées dans une ceinture qui s'étend du sud ouest de l'île Ellef Ringnes à la péninsule Sabine, sur l'île Merville (figure 3 et figure du haut de l'annexe 3). Ces découvertes comprennent 2 des plus grands champs gaziers conventionnels non exploités au Canada, c'est à dire : le champ Drake, à l'est de la péninsule Sabine (où la moitié des ressources se trouvent sur terre), et le champ Hecla, à l'ouest, dans les Territoires du Nord-Ouest. Ces champs contiennent environ la moitié du gaz découvert dans le bassin de Sverdrup, et on estime qu'ils contiennent de 6 à 10 Tpi³ de gaz récupérable^{Note de bas de page 59}. Il existe aussi de plus petits champs gaziers au nord et au nord est.

Le champ pétrolier Cisco, qui est situé à l'ouest de l'île Lougheed, est le plus grand champ de pétrole découvert dans les îles de l'Arctique, et on estime qu'il contient environ 584 millions de barils de pétrole.

5.6 Bassin de Saglek

Dans le cadre des évaluations antérieures des ressources, aucune évaluation distincte n'a été réalisée pour le bassin de Saglek. Cependant, les travaux réalisés par la Commission géologique du Canada au cours de la dernière décennie donnent un aperçu du potentiel en ressources du bassin. Jauer et ses collaborateurs (2014) ont identifié une voie prospective associée à un potentiel élevé^{Note de bas de page 60} dans la zone où les puits Hekja et Ralegh ont été forés. Ils ont estimé que la structure de Gudrid^{Note de bas de page 61}, à l'est du puits Ralegh N-18, pourrait potentiellement contenir une quantité de pétrole 10 fois plus grande que celle trouvée dans le puits Hekja O-71, en fonction de la taille estimée de la zone de fermeture^{Note de bas de page 62}. Si tel est le cas, il s'agirait d'un gisement de classe mondiale pouvant contenir jusqu'à 23 Tpi³ de gaz.

Dans le rapport sur l'étude de la prospectivité, Drewing et ses collaborateurs ont fourni une interprétation différente. Ils ont déclaré que l'estimation d'un champ 10 fois plus grand que celui de Hekja semblait trop optimiste et se situerait à l'extrémité supérieure de ce à quoi on pourrait s'attendre dans un tel contexte géologique. Ils ont également affirmé que les cibles non testées sont susceptibles de se situer dans la plage de taille des autres découvertes le long de la marge canadienne orientale, c'est à dire : de 2,2 à 2,7 Tpi³ de gaz. 1 ou plusieurs de ces champs dans la structure de Gudrid, en combinaison avec les 2,3 Tpi³ de gaz de Hekja, constitueraient une ressource considérable qui pourrait être assez importante pour justifier une exploitation.

Des travaux supplémentaires doivent être réalisés afin de dissiper l'incertitude et de préciser les ressources potentielles en gaz dans la structure de Gudrid et à d'autres endroits dans le bassin de Saglek. Le rapport sur l'étude de la prospectivité décrit les travaux qui pourraient être réalisés, y compris le réexamen des bandes originales terrain des anciens levés sismiques et la réalisation de nouveaux levés sismiques de grande qualité, à l'aide de traînes sismiques plus longues et de sources sonores permettant une meilleure pénétration^{Note de bas de page 63}. Les travaux requis pourraient également comprendre :

• une nouvelle datation des échantillons de déblai de forage;
• une imagerie plus détaillée du fond marin;
• un échantillonnage des suintements, soit à partir de la surface, soit sur le plancher océanique;
• des études de thermochronologie à basse température.

Pour terminer, un forage de suivi devrait être réalisé afin de déterminer si des quantités importantes de gaz sont présentes.

5.7 Zones associées à un potentiel élevé, mais non testées par forage

5.8 Résumé

Le rapport sur l'étude de la prospectivité résume le potentiel de plusieurs bassins sédimentaires et le besoin de réaliser des travaux supplémentaires et de nouvelles évaluations des ressources. Ces bassins ont le potentiel de contenir d'importantes ressources en hydrocarbures. Par exemple, les estimations des ressources découvertes et non découvertes s'élèvent à 15 869 millions de barils d'équivalent pétrole pour le bassin de Sverdrup. L'exploitation de ces ressources pourrait générer des revenus importants pour le Nunavut, une fois que le régime de cogestion pour la région aura été mis en place et qu'une entente de partage des revenus aura été établie entre le territoire et le gouvernement du Canada.

Bien que le bassin de Sverdrup soit le bassin le plus susceptible de contenir d'importantes ressources en hydrocarbures, les connaissances géologiques dans l'est de l'Arctique (bassin de Saglek, marge de Baffin et cône de Baffin) ont beaucoup progressé depuis que les dernières évaluations des ressources en hydrocarbures ont été effectuées dans ces zones. La réalisation de nouvelles évaluations des ressources en hydrocarbures dans l'est de l'Arctique permettrait de prendre en compte les nouvelles connaissances sur le cône de Baffin et le bassin de Saglek, en plus de revoir les estimations du potentiel de ressources dans ces zones.

Conformément aux renseignements contenus dans le rapport sur l'étude de la prospectivité, le Comité est d'avis que de nouvelles études et évaluations des ressources dans la baie de Baffin et le détroit de Davis devraient être effectuées dès que possible. La priorité devrait être accordée à la poursuite des travaux visant à résoudre les questions liées aux ressources potentielles en gaz dans la partie du bassin de Saglek qui se trouve à l'est du champ Hekja. La démonstration d'un potentiel de ressources importantes pourrait donner lieu à l'élaboration de scénarios d'exploitation détaillés. Le Comité considère également le champ gazier Drake comme une priorité dans le cadre des travaux futurs.

6.1 Sverdrup/Drake

D'après les études antérieures, les champs combinés de Drake et de Hecla (dans les Territoires du Nord-Ouest) et quelques autres champs voisins dans le bassin de Sverdrup possèdent d'importantes ressources en gaz qui pourraient justifier une production. Des propositions ont été faites au cours des décennies précédentes pour acheminer le gaz de ces champs, qui comprennent des parties intracôtières et extracôtières, par pipeline jusqu'à Bridport Inlet, sur la côte sud de l'île Merville, où il pourrait être transformé en gaz naturel liquéfié et envoyé sur les marchés dans des navires spécialisés.

6.2 Saglek/Hekja

Il existe une ressource en gaz visée par une attestation de découverte importante dans le champ Hekja, dans le sud du détroit de Davis, au large de la baie Frobisher. La Commission géologique du Canada a indiqué qu'une structure à l'est du champ Hekja pourrait contenir des ressources en gaz beaucoup plus importantes, mais les données à ce sujet ne sont pas concluantes. De nouveaux levés sismiques et des forages seraient nécessaires pour déterminer si des ressources existent à cet endroit. Si des ressources sont présentes en quantités rentables, du gaz pourrait être produit à Hekja et dans la zone voisine, puis transporté par pipeline sous marin jusqu'à une usine située sur l'île Loks Land ou sur la partie continentale de l'île de Baffin (qui se trouve à proximité), pour être transformé en gaz naturel liquéfié. Le gaz naturel liquéfié pourrait ensuite être envoyé sur les marchés dans des navires spécialisés.

6.3 Méthodes à faibles émissions de carbone pour la production de gaz naturel liquéfié ou d'hydrogène

La production de gaz et sa transformation en gaz naturel liquéfié pourraient comprendre l'utilisation de l'électricité provenant de sources d'énergie renouvelable ou de petits réacteurs nucléaires modulaires, le captage et stockage des émissions de carbone, ou une combinaison de ces méthodes. Une approche intégrée de ce type pourrait être requise afin de répondre aux exigences de la politique climatique du gouvernement à l'étape de l'exploitation^{Note de bas de page 66}.

Une autre option qui n'a pas été proposée précédemment pour la production dans ces bassins consisterait à transformer le gaz en hydrogène au moyen d'un processus appelé « reformage » ou d'un autre procédé chimique. L'hydrogène gazeux serait liquéfié ou transformé en un composé solide (par exemple l'hydrure) ou en un autre produit tel que l'ammoniac, puis expédié vers les marchés. L'avantage de la production d'hydrogène est que le produit de sa combustion est de l'eau. Par conséquent, peu ou pas de GES seraient émis. Il convient de noter que la production d'hydrogène à l'aide des techniques décrites ci dessus et l'utilisation finale de l'hydrogène peuvent être conformes aux exigences en matière de carboneutralité du Canada.

6.4 Possible échéancier d'exploitation

Lorsqu'on envisage la possibilité de procéder à une exploitation future, il est nécessaire de comprendre à quel moment l'exploitation en question pourrait avoir lieu, de même que les conditions économiques et climatiques qui pourraient prévaloir à ce moment là.

Dans un rapport préparé pour l'évaluation environnementale stratégique, Nunami Stantec^{Note de bas de page 67} a estimé que le cycle de vie complet d'un projet pétrolier et gazier hypothétique dans le détroit de Davis ou la baie de Baffin pourrait être de l'ordre de 45 à 80 ans, du début des travaux d'exploration sismique au déclassement éventuel des installations, en passant par le forage d'exploration et la production. La partie du processus allant du premier appel de candidatures jusqu'au moment où du gaz est produit pour la première fois pourrait prendre de 30 à 35 ans.

6.5 Avantages potentiels du gaz naturel

Le gouvernement du Nunavut est le plus grand employeur du secteur public dans le territoire. Le secteur de l'exploration minière et de l'exploitation minière, qui emploie plus de 900 Nunavummiut par année, est l'industrie la plus importante. La pêche, la chasse au phoque et le tourisme sont des secteurs de l'économie en pleine croissance qui apportent également d'importantes sources de revenus aux Nunavummiut^{Note de bas de page 68}.

Lorsqu'elle est gérée adéquatement, l'industrie de l'énergie peut générer des revenus et stimuler le développement économique local. L'exploitation du gaz naturel ouvre la voie à de nouveaux financements et investissements dans la région, contribuant ainsi à l'augmentation globale de la capacité institutionnelle. L'industrie pourrait également offrir des possibilités de formation et d'emploi aux collectivités du Nunavut, effectuer des investissements dans les infrastructures locales et contribuer au renforcement de la capacité d'intervention en cas d'urgence. En outre, les projets énergétiques qui utilisent le gaz naturel sont meilleurs pour l'environnement que ceux qui utilisent le charbon ou le pétrole.

Un autre avantage de l'exploitation du gaz naturel pourrait être la sécurité énergétique, en réduisant la dépendance au diesel importé tout en diminuant les coûts énergétiques. Il s'agit d'un élément important pour les collectivités isolées qui ont très peu d'options pour se chauffer et s'alimenter en électricité à un prix abordable. Bien qu'aucun projet de gaz naturel n'ait eu lieu au Nunavut, les initiatives en cours dans d'autres administrations montrent que des progrès ont été accomplis en ce qui a trait à la sécurité énergétique nationale, sans oublier la création d'emplois permanents pour les résidents et les économies relatives au carburant et au chauffage. Par exemple, les expériences menées dans la région désignée des Inuvialuit ont mis en évidence les avantages sociaux et économiques de la production d'énergie dans la région. L'Inuvialuit Petroleum Corporation prévoit d'exploiter un puits de gaz naturel découvert précédemment sur la péninsule de Tuktoyaktuk et de le transformer en gaz naturel liquéfié afin de le distribuer aux collectivités des Inuvialuit, dans le cadre d'un projet connu sous le nom de « Projet de sécurité énergétique des Inuvialuit »^{Note de bas de page 69}. Cette initiative en cours pourrait faire progresser la sécurité énergétique nationale, en plus de générer des revenus issus des exportations sur le marché mondial.

6.6 Renseignements requis

Les travaux visant à déterminer si la production à partir du bassin de Saglek, du plateau de Baffin et du bassin de Sverdrup pourrait être viable comprendraient notamment les suivants :

• Réaliser les études et les autres travaux décrits dans le rapport sur l'étude de la prospectivité afin de déterminer s'il existe un bon potentiel de ressources supplémentaires en gaz :
  • dans le bassin de Saglek, en particulier à proximité du champ Hekja;
  • dans le plateau de Baffin, au nord du champ Hekja.
• Mettre à jour les évaluations des ressources pour l'ensemble du Nunavut.
• Analyser les technologies qui pourraient être utilisées pour produire et traiter le gaz afin de déterminer si elles sont conformes aux scénarios et aux exigences de la politique sur les changements climatiques du gouvernement du Canada. Il pourrait notamment s'agir des technologies suivantes :
  • des sources d'énergie renouvelable pour produire l'électricité nécessaire aux opérations;
  • de petits réacteurs nucléaires modulaires pour produire l'électricité nécessaire aux opérations;
  • le captage et le stockage du carbone pour capter tout gaz à effet de serre (GES) émis (si du gaz est utilisé pour fournir l'énergie nécessaire à la production et au traitement).
• Analyser la demande potentielle relative au gaz naturel liquéfié, à l'hydrogène et aux autres produits décrits dans les scénarios, ainsi que les facteurs économiques des projets potentiels.
• Analyser les avantages potentiels du projet pour les Nunavummiut et d'autres Canadiens, y compris les redevances, les plans de retombées économiques et les ententes socioéconomiques, les droits et les frais de location pour l'utilisation des TI (dans le contexte des opérations intracôtières), ainsi que les possibilités d'affaires et d'emploi.
• Rendre compte des consultations et des renseignement provenant d'autres sources qui montrent qu'un tel projet est acceptable sur les plans social et culturel.
• Résumer les répercussions et les avantages socioéconomiques se rattachant à d'autres régions productrices du Nord :
  • Territoires du Nord-Ouest;
  • Terre Neuve;
  • Norvège;
  • Alaska;
  • Russie.

En plus des exigences figurant dans cette liste, il faudrait mener des consultations auprès des représentants de la Société régionale inuvialuit et du gouvernement des Territoires du Nord-Ouest en ce qui a trait à la possibilité d'exploiter le champ gazier Hecla conjointement avec le champ Drake.

Cadre de réglementation

Toutes les activités pétrolières et gazières réalisées au large du Canada sont assujetties à un régime environnemental et réglementaire rigoureux. Le Canada a récemment modernisé son régime pour assurer la pleine participation des collectivités locales et autochtones au processus d'évaluation d'impact. Cet effort de modernisation comprend également le renforcement des exigences de sécurité pour l'industrie pétrolière et gazière, ainsi que l'obligation d'évaluer les impacts potentiels des projets sur les exigences de la politique climatique.

L'Accord du Nunavut jette les bases de la participation des Inuit à la prise de décisions concernant l'utilisation, la gestion et la conservation des terres, des eaux et des ressources, notamment dans la zone extracôtière. Plusieurs des dispositions relatives à la gestion de l'exploitation des ressources dans la région du Nunavut sont établies par 2 lois fédérales, lesquelles définissent les pouvoirs, les fonctions, les objectifs et les obligations des organismes publics. La Loi sur l'aménagement du territoire et l'évaluation des projets au Nunavut est particulièrement pertinente dans le contexte de l'exploitation pétrolière et gazière, puisqu'elle établit officiellement les processus réglementaires selon lesquels les propositions de projet devant être approuvées sont examinées, notamment en ce qui a trait à la conformité de l'utilisation des terres et à l'évaluation de l'impact sur l'environnement.

Un plan de retombées économiques, qui comprend des dispositions concernant la formation et l'emploi à l'échelle locale, est requis pour toute proposition de projet d'exploitation pétrolière et gazière en mer. De plus, en vertu de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, toute redevance provenant d'un projet d'exploitation pétrolière et gazière en milieu extracôtier serait versée au gouvernement du Canada, un pourcentage étant versé aux Inuit pour un projet dans la région du Nunavut ou la zone de banquise côtière externe. Cependant, après la signature d'une entente sur le transfert de responsabilités, le Nunavut aurait accès aux redevances provenant des projets d'exploitation intracôtière. Une entente sur les ressources extracôtières aurait le potentiel d'augmenter les redevances auxquelles le Nunavut aurait droit et ces nouveaux revenus pourraient être investis afin de combler les besoins territoriaux tels que ceux liés au logement, à la santé, à l'éducation et au développement des infrastructures.

Engagements en matière de changements climatiques

Depuis la signature de l'Accord de Paris, le gouvernement du Canada a pris des engagements importants dans le cadre de ses efforts de lutte contre les changements climatiques. Des mesures initiales ont été énoncées dans le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques, puis dans un plan climatique renforcé en 2020. Le 22 avril 2021, le premier ministre a annoncé que la cible de réduction des émissions de GES du Canada, établie dans le cadre de l'Accord de Paris, était la suivante : une réduction de 40 à 45 pour cent par rapport aux niveaux de 2005 d'ici 2030. Par la suite, la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité, qui rend officiel l'objectif de carboneutralité du Canada d'ici 2050, est entrée en vigueur. Depuis, le gouvernement du Canada a pris d'autres engagements, dont certains portent expressément sur le secteur pétrolier et gazier. Il s'agit notamment de plafonner les émissions de GES du secteur pour qu'elles ne dépassent pas les niveaux actuels et de les réduire au rythme et à l'échelle nécessaires pour atteindre la carboneutralité d'ici 2050, de participer à l'engagement mondial sur le méthane et de s'engager à réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier d'au moins 75 pour cent par rapport aux niveaux de 2012 d'ici 2030.

Évaluation environnementale stratégique dans la baie de Baffin et le détroit de Davis

De 2017 à 2019, la Commission du Nunavut chargée de l'examen des répercussions a réalisé une évaluation environnementale stratégique dans la baie de Baffin et le détroit de Davis, en examinant les répercussions et les avantages potentiels de l'exploitation pétrolière et gazière en mer dans la région. Ces travaux comprenaient la participation de Nunavut Tunngavik Incorporated, de l'Association Inuit de la région de Baffin et du gouvernement du Nunavut, ainsi que 3 séries de consultations auprès des collectivités de la région de Qikiqtani pouvant être touchées par les opérations d'exploitation. Le rapport final de la Commission du Nunavut chargée de l'examen des répercussions met en évidence les lacunes dans les connaissances et le travail qui doit être réalisé pour assurer un équilibre approprié entre la gérance de l'environnement et le développement économique au Nunavut.

Dans son rapport définitif sur l'évaluation environnementale stratégique, la Commission du Nunavut chargée de l'examen des répercussions a formulé 79 recommandations et a conclu que le moratoire devrait demeurer en vigueur dans la baie de Baffin et le détroit de Davis jusqu'à ce que les principales questions soulevées dans le rapport soient résolues, ce qui pourrait prendre au moins 10 ans. Le gouvernement du Nunavut a préparé un projet de document de travail sur son plan d'action afin de donner suite au rapport et aux recommandations de la Commission du Nunavut chargée de l'examen des répercussions et de classer les mesures de suivi par catégorie et par priorité. Bien que l'évaluation environnementale stratégique ne porte que sur les effets de l'exploitation pétrolière et gazière dans la baie de Baffin et le détroit de Davis, certaines des conclusions et recommandations peuvent s'appliquer à d'autres parties de l'est et du centre de l'Arctique.

Potentiel d'hydrocarbures et prospectivité des bassins

À la demande du Comité, la Commission géologique du Canada a préparé 2 rapports sur les ressources pétrolières et gazières potentielles dans l'est et le centre de l'Arctique. Le rapport portant sur l'étude de la prospectivité des hydrocarbures dans le nord du Nunavut a permis d'évaluer le potentiel de 10 bassins sédimentaires. Dans ce rapport, on affirme que :

• 4 des bassins sont peu susceptibles de contenir des ressources importantes;
• 4 bassins ont un bon potentiel selon la base des connaissances géologiques, bien qu'ils n'aient pas été testés par forage;
• 2 bassin, les bassins de Sverdrup et de Saglek, ont un bon potentiel, comme l'indiquent les ressources découvertes.

Au total, 19 champs de pétrole ou de gaz ont été découverts dans le bassin de Sverdrup, tandis qu'un champ gazier a été découvert dans le bassin de Saglek. Dans ce même rapport, on décrit les travaux qui pourraient être utiles afin de réaliser une évaluation plus poussée du potentiel dans le bassin de Saglek, près de la zone du champ gazier Hekja, ainsi que dans la marge de Baffin, au nord. Des opérations de forage seraient finalement nécessaires pour déterminer si d'autres ressources sont présentes.

Proposition de scénarios pour les bassins de Sverdrup et de Saglek

Il convient d'élaborer des scénarios détaillés pour :

• les travaux d'exploration et de production pétrolières et gazières dans le bassin de Saglek et le plateau de Baffin;
• les travaux d'exploration et de production pétrolières et gazières dans le bassin de Sverdrup;
• la transformation du gaz extrait de ces zones en gaz naturel liquéfié ou en hydrogène (y compris en produits composés d'hydrogène).

La production de gaz et sa transformation en gaz naturel liquéfié pourraient comprendre l'utilisation de l'électricité provenant de sources d'énergie renouvelable ou de petits réacteurs nucléaires modulaires, le captage et stockage des émissions de carbone, ou une combinaison de ces méthodes. Une approche intégrée de ce type pourrait être requise afin de répondre aux exigences de la politique climatique du gouvernement à l'étape de l'exploitation. Une autre option qui n'a pas été proposée précédemment pour la production dans ces bassins consisterait à transformer le gaz en hydrogène au moyen d'un processus appelé « reformage » ou d'un autre procédé chimique. Une approche intégrée de ce type peut être nécessaire pour répondre aux exigences de la politique climatique gouvernementale au moment du développement. Les scénarios précis devant être élaborés feront l'objet de discussions et de décisions entre les partenaires et les intervenants.

Les projets futurs pourraient générer des capacités institutionnelles, des infrastructures et des emplois dans le territoire dans les années à venir. Les projets énergétiques locaux ont le potentiel de créer de nouvelles possibilités d'investissement dans la région et de répondre aux demandes locales en matière d'énergie.

Objectif

• Offrir une protection aux détenteurs de permis actifs dans les zones extracôtières de l'Arctique pendant toute la durée du moratoire, en attendant que le gouvernement du Canada décide des prochaines étapes;
• Compléter l'intention politique du moratoire et suspendre tout nouvel investissement en capital, tout en offrant une protection aux détenteurs de permis actifs et en préservant leurs droits;
• Répondre aux intérêts des gouvernements territoriaux et respecter les droits des peuples autochtones du Nord en ce qui concerne le futur potentiel d'exploitation pétrolière et gazière en mer;
• Établir une voie à suivre pour la gestion stratégique des ressources pétrolières et gazières extracôtières de l'Arctique, en collaboration avec les partenaires.

Déterminer les limites du plateau continental étendu du Canada

Le Service hydrographique du Canada de Pêches et Océans Canada, la Commission géologique du Canada de Ressources naturelles Canada et Affaires mondiales Canada, avec l'appui de la Garde côtière canadienne et de leurs partenaires internationaux, ont travaillé pendant plusieurs années sur un projet visant à déterminer les limites extérieures du plateau continental étendu du Canada, dans le cadre de la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer.

La Convention des Nations Unies sur le droit de la mer est un traité international qui définit le cadre juridique des activités océaniques. Elle définit les zones maritimes le long du littoral d'un pays ainsi que les droits et les obligations d'un pays à l'égard de ces zones. En outre, la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer reconnaît que les États côtiers exercent des droits souverains à l'égard des ressources naturelles présentes dans les fonds marins et le sous sol du plateau continental et ont compétence pour ce qui est de certaines activités, comme la recherche scientifique marine. Elle stipule que les pays peuvent étendre leur territoire au delà de 200 milles marins, à condition de démontrer que leur plateau continental est un prolongement naturel (ou une continuation) de leur territoire terrestre. Le plateau continental au delà de 200 milles marins est désigné comme le « plateau continental étendu ». On estime que 85 pays, dont le Canada, possèdent un plateau continental étendu.

En 2003, le Canada s'est lancé dans un projet qui marquera l'histoire afin de définir les limites externes de son plateau continental dans les océans Atlantique et Arctique. En 2013, le Canada a présenté aux Nations Unies un dossier portant sur son plateau continental dans l'océan Atlantique et a fourni des renseignements préliminaires concernant les limites externes de son plateau continental dans l'océan Arctique. Le Canada continue de recueillir et d'analyser des données sur son plateau continental dans l'océan Arctique et collabore avec les États voisins afin de réaliser les travaux scientifiques, techniques et juridiques.

Gaz naturel utilisé dans les nouvelles technologies pour réduire les émissions

Au cours des dernières années, l'industrie de l'énergie a établi des méthodes pour fournir de nouvelles sources d'énergie propre afin de réduire les gaz à effet de serre (GES). L'exploitation des ressources énergétiques au Nunavut pourrait comprendre des technologies permettant de produire du gaz naturel liquéfié, de mettre en œuvre le captage et le stockage du carbone^{Note de bas de page 76} et de produire de l'hydrogène, ce qui pourrait entraîner une réduction des émissions de GES. Il pourrait s'avérer nécessaire de combiner plusieurs approches afin de réduire les émissions globales à long terme.

Gaz naturel converti en gaz naturel liquéfié

Bien qu'il émette des GES pendant sa combustion, le gaz naturel est une source d'énergie plus propre que le diesel ou le charbon. Le gaz naturel liquéfié est un gaz naturel qui a été converti en liquide pour réduire son volume de 600 fois et faciliter son transport et son stockage. Pour produire du gaz naturel liquéfié, le gaz naturel est refroidi à 162 degrés Celsius. Le gaz naturel liquéfié qui est libéré par inadvertance s'évapore rapidement en se réchauffant; il monte et disparaît dans l'atmosphère sans laisser de résidus. Le gaz naturel liquéfié est incolore, inodore, non toxique, non corrosif et ininflammable. Lorsqu'il est soumis au processus de regazéification pour le reconvertir en gaz naturel, le gaz naturel liquéfié peut être utilisé à des fins résidentielles, notamment pour le chauffage, l'électricité et la cuisine, tandis que les utilisations commerciales du gaz naturel comprennent l'électricité, le chauffage et l'alimentation des véhicules commerciaux.

Le gaz naturel liquéfié utilisé en remplacement du carburant diesel au Nunavut produirait moins d'émissions de GES et pourrait favoriser une transition vers la pleine utilisation des énergies renouvelables au Nunavut. Cependant, les émissions de dioxyde de carbone (CO₂) du gaz naturel contribueront toujours aux changements climatiques. D'autres préoccupations sont également associées aux « émissions fugitives » de méthane qui s'échappent dans l'atmosphère pendant l'exploitation, la production et le transport du gaz naturel.

Captage et stockage du carbone dans les pays de l'Arctique

La mise en place d'installations de captage et de stockage du carbone par plusieurs pays de l'Arctique fait partie de leur stratégie de carboneutralité, laquelle a pour but de réduire les émissions de GES. La recherche et le développement aux fins du captage et du stockage, ce qui peut notamment comprendre l'utilisation et la conversion du CO₂, ont connu une croissance au cours des dernières décennies. De nombreuses études ont démontré que le captage et le stockage du carbone peut constituer une solution pour la décarbonisation de l'économie. Un rapport scientifique de l'Organisation des Nations Unies pour l'éducation, la science et la culture (UNESCO) (2021) décrit une recherche publiée en 2016 dans laquelle des scientifiques du Danemark, de l'Islande, de la France, de l'Australie, du Royaume Uni et des États Unis ont fait état d'une tentative réussie d'élimination permanente du CO₂ sous forme de minéraux carbonatés sans danger pour l'environnement dans des roches basaltiques souterraines (Matter et al., 2016). Pendant deux ans, 96 pour cent du CO₂ d'origine anthropique injecté dans une formation de stockage a été minéralisé par CarbFix, en Islande^{Note de bas de page 77}. Il convient de noter que l'Islande n'est pas le seul pays de l'Arctique à avoir utilisé le captage et le stockage du carbone pour réduire les émissions de CO₂ dans l'atmosphère. En Norvège, l'entreprise publique Gassnova a travaillé en étroite collaboration avec l'industrie pour montrer que cette technologie peut être réalisée en toute sécurité à grande échelle^{Note de bas de page 78}.

Infrastructure énergétique de l'hydrogène

L'hydrogène est une source de carburant en pleine croissance sur le marché mondial qui pourrait contribuer à fournir au Nunavut une source d'énergie propre. La production d'hydrogène à grande échelle pourrait être utilisée comme une source d'énergie pour le chauffage résidentiel et la production flexible d'électricité. La production d'hydrogène peut provenir de diverses sources, dont le gaz naturel, le gaz naturel avec captage, utilisation et stockage du carbone et les énergies renouvelables. Le captage, l'utilisation et le stockage du carbone (ou seulement son captage et son stockage), en combinaison avec du gaz naturel ou du charbon, est le moyen le plus rentable de produire de l'hydrogène. En tant que matière première du processus, le gaz naturel est considéré comme une source d'énergie essentielle pour l'avenir. L'intérêt pour l'utilisation de l'hydrogène a donné lieu à une classification basée sur l'origine et la technique de production. L'intensité carbonique (ou « empreinte carbone ») de chaque méthode de production d'hydrogène varie. Une couleur est attribuée aux différents types de production d'hydrogène, comme le montre la figure suivante.

Équivalent textuel pour la Figure 1. Spectre des couleurs de l'hydrogène montrant les différentes empreintes de GES associées aux différentes technologies de l'hydrogène

Le tableau suivant fournit des informations sur le spectre de couleurs de l'hydrogène en fonction de l'origine et de la technique de production, ainsi que sur les différentes empreintes d'émissions de gaz à effet de serre pour chacune d'entre elles. Le spectre de couleurs de l'hydrogène produit par l'électricité est vert, violet/rose et jaune. L'hydrogène produit à l'aide d'électricité utilise une technologie appelée électrolyse. La matière première, ou source d'électricité, de l'hydrogène vert est éolienne, solaire, hydraulique, géothermique ou marémotrice. L'empreinte des émissions de gaz à effet de serre de l'hydrogène vert est minime. La matière première, ou source d'électricité, de l'hydrogène violet/rose est le nucléaire. L'empreinte des émissions de gaz à effet de serre de l'hydrogène violet/rose est minime. La matière première, ou source d'électricité, de l'hydrogène jaune est une énergie de réseau d'origine mixte. L'empreinte des émissions de gaz à effet de serre de l'hydrogène jaune est moyenne. Le spectre des couleurs de l'hydrogène produit à partir de combustibles fossiles est le bleu, le turquoise, le gris, le brun et le noir. La technologie utilisée pour produire l'hydrogène bleu est le reformage du gaz naturel avec captage, utilisation et stockage du carbone. La matière première, ou source d'électricité, pour l'hydrogène bleu est le gaz naturel ou le charbon. L'empreinte des émissions de gaz à effet de serre de l'hydrogène bleu est faible. La technologie utilisée pour produire l'hydrogène turquoise est la pyrolyse. La matière première, ou la source d'électricité, pour l'hydrogène turquoise est le gaz naturel. L'empreinte des émissions de gaz à effet de serre de l'hydrogène turquoise est le carbone solide (sous-produit). La technologie utilisée pour produire de l'hydrogène gris est le reformage du gaz naturel. La matière première, ou source d'électricité, de l'hydrogène gris est le gaz naturel. L'empreinte des émissions de gaz à effet de serre de l'hydrogène gris est moyenne. La technologie utilisée pour produire de l'hydrogène brun est la gazéification. La matière première, ou la source d'électricité, pour l'hydrogène brun est le lignite (ignition). L'empreinte des émissions de gaz à effet de serre de l'hydrogène brun est élevée. La technologie utilisée pour produire de l'hydrogène noir est la gazéification. La matière première ou la source d'électricité pour l'hydrogène noir est le charbon noir. L'empreinte des émissions de gaz à effet de serre de l'hydrogène noir est élevée.

Le type de production est basé sur l'énergie et les ressources existantes et disponibles dans le pays ainsi que sur les politiques, notamment celles axées sur la décarbonisation et la croissance économique. Le Nunavut pourrait utiliser des technologies basées sur le reformage du gaz naturel disponible, comme les processus de couleur bleue et verte décrits ci dessus, pour produire de l'hydrogène, un « carburant » qui ne libère aucune émission lorsqu'il est brûlé. Cela pourrait fournir un carburant propre et sécuritaire à des fins résidentielles et commerciales dans le territoire, et il pourrait également être possible d'exporter l'hydrogène vers d'autres marchés.