1. Contexte

Le développement de l’industrie du gaz et du pétrole au Québec est l’objet d’une véritable saga au cours de la dernière décennie. D’une part, les réserves d’hydrocarbures exploitables au Québec sont réalisables en grande partie grâce à des techniques controversées tels la fracturation hydraulique et les forages horizontaux. D’autre part, le Québec a adopté le principe de domanialité voulant que ce soit l’État, indépendamment de la propriété foncière, qui est propriétaire des ressources minières¹ pouvant ainsi autoriser les activités minières sur un territoire. Le secteur minier et son cadre règlementaire ont été vivement critiqués, et ce sur plusieurs fronts, notamment : le respect de la propriété privée résidentielle, l’information et la participation du public dans le débat, la protection de l’environnement et particulièrement des sources d’eau, la responsabilité des entreprises, les redevances et la préséance du développement des ressources minières envers ces autres considérations.

En février 2011, le Bureau d’audiences publiques sur l’environnement (ci-après BAPE), organisme indépendant chargé de conseiller le gouvernement, a publié un premier rapport² évoquant un manque de connaissances scientifiques pour en arriver à une conclusion éclairée. Le BAPE propose « de procéder à une évaluation environnementale stratégique [durant laquelle], la fracturation hydraulique ne serait autorisée que pour les travaux requis par l’évaluation. Les travaux d’exploration pourraient continuer, mais sans l’utilisation de la fracturation hydraulique. »³ Le gouvernement accueille favorablement le rapport en adoptant la Loi limitant les activités pétrolières et gazières⁴ en interdisant la fracturation hydraulique le temps d’une évaluation environnementale stratégique.

En septembre 2012, le Parti Québécois est élu sous un gouvernement minoritaire et instaura un moratoire de facto sur l’exploration et l’exploitation du gaz de schiste au Québec. En décembre 2013, ce nouveau gouvernement amenda la Loi sur les mines⁵, qui incluait le gaz et le pétrole comme « substance minérale », en apportant quelques réponses aux critiques adressées. Aux élections d’avril 2014, le Parti libéral est reporté au pouvoir et, quelques mois plus tard, un deuxième rapport du BAPE conclut à des risques d’impacts majeurs sur les communautés au niveau de la pollution des eaux, de l’air, du bruit ainsi qu’une insuffisance des redevances « pour compenser les coûts et les externalités pour la société et l’environnement ou pour assurer la rentabilité de l’industrie. […] Au surplus, l’acceptabilité sociale de l’exploration du gaz de schiste, […] était loin d’être acquise. »⁶ Les libéraux accueillirent ce rapport en maintenant la suspension jusqu’à l’adoption d’un nouveau cadre règlementaire⁷.

2. Politique énergétique et Loi sur les hydrocarbures

En décembre 2016, le parlement adopta la Loi concernant la mise en œuvre de la Politique énergétique 2030 et modifiant diverses dispositions législatives⁸. Celle-ci se divise en deux différentes lois-cadres : la Loi sur Transition énergétique Québec et la Loi sur les Hydrocarbures.

Le principe cardinal de la Loi sur les hydrocarbures (ci-après la « Loi ») est d’exclure le gaz et le pétrole de l’autorité de la Loi sur les mines, cette dernière ayant désormais juridiction uniquement sur les substances minérales solides⁹. Le cadre règlementaire est ainsi entièrement repris, mais en apportant les adaptations nécessaires. Ainsi, le permis de recherche de la Loi sur les mines sera réputé être une licence d’exploration¹⁰ donnant à son titulaire le droit de rechercher des hydrocarbures [d’en extraire] et d’en disposer ou d’utiliser un réservoir souterrain pour une période d’essai. » Cette licence est valide pour cinq ans, renouvelable. Quant à elles, la licence de production et la licence de stockage seront valides pour vingt ans, renouvelable. La nouvelle Loi reprend également d’autres autorisations (levé géophysique/géochimique, sondage stratigraphique, forage, complétion, parachèvement et reconditionnement, fermeture temporaire ou définitive).¹¹ En comparant avec la Loi sur les mines, on constate que, sur la forme, l’essentiel des amendements législatifs est de nature adaptative afin de représenter de façon cohérente le nouveau cadre législatif.

Sur le fond, l’objet de la Loi sur les hydrocarbures indique que le gouvernement semble avoir écouté les préoccupations exprimées. « Le préambule de la présente loi a pour objet de régir le développement et la mise en valeur des hydrocarbures tout en assurant la sécurité des personnes et des biens, la protection de l’environnement et la récupération optimale de la ressource […]. » Cet énoncé se concrétise par certaines mesures qui méritent d’être soulignées.

Tout d’abord, la Loi ajoute une obligation de divulgation au ministre pour toute personne qui découvre dans son terrain du gaz naturel dont le débit est continu¹². Les citoyens (et agriculteurs) réfractaires sont passibles d’une amende de 10 000$ à 100 000$ (30 000$ à 600 000$ dans le cas d’une municipalité)¹³. La Loi reprend l’amendement de 2013 de la Loi sur les mines en attribuant les licences d’exploration par processus d’adjudication¹⁴. C’est la Régie de l’énergie (ci-après la Régie) qui par la suite devra rendre une décision favorable afin que soit émise une licence de production et licence de stockage¹⁵. Enfin, la Loi établit un régime de responsabilité sans faute à l’encontre du titulaire d’une licence d’exploration, de production ou de stockage ou d’une autorisation de raccordement en incluant expressément « en raison d’émanation ou de migration de gaz ou d’écoulement de pétrole ou d’autres liquides. » Ce régime est toutefois limité à un certain montant (déterminé par règlement), mais s’évalue par événement. Le titulaire ne pourra s’exonérer par la force majeure¹⁶. Le droit minier (antérieur) manquait de précision quant à la responsabilité foncière de l’exploitant se résumant aux droits et obligations d’un simple propriétaire foncier¹⁷. Les dispositions transitoires ne clarifient pas si l’exploitant actuel sera tenu au nouveau un régime de responsabilité sans faute.

Ces modifications législatives n’ont toutefois pas su répondre aux contestations. Les intervenants y condamnent la continuité du régime minier demeurant essentiellement le même qu’il soit solide, liquide ou gazeux.

Implications de la communauté

Malgré la nécessité d’un permis pour toute activité minière¹⁸, le principe de domanialité est conservé¹⁹. Les citoyens dénoncent le droit d’accès de l’industrie au territoire faisant l’objet de la licence²⁰ et leur droit d’expropriation (à défaut d’entente)²¹ de sorte que les citoyens affectés n’ont pratiquement aucun pouvoir de négociation. Citoyens et municipalités seront avisés sans être consultés lors de l’attribution des licences d’exploration et d’exploitation²². De plus, est toujours en vigueur la prépondérance des objectifs du droit minier sur les décisions d’aménagement et d’urbanisme des municipalités²³. Enfin, le titulaire de la licence à l’obligation de constituer un comité de suivi « composé d’au moins un membre représentant le milieu municipal ». Cette obligation n’est toutefois pas un ajout²⁴ et c’est le titulaire de la licence qui en choisit les membres²⁵.

Préoccupations environnementales

Même si un plan de restauration préalable à l’autorisation est également nécessaire sous la Loi sur les hydrocarbures²⁶, celle-ci n’apporte aucun encadrement spécifique concernant l’exploitation par fracturation hydraulique. Quant à la protection de l’eau, il est stipulé qu’ « [est] exclue du territoire d’une licence toute partie de cours d’eau d’une puissance naturelle égale ou excède 225 kilowatts ainsi qu’une bande de terre de 20 mètres de largeur. »²⁷ Le ministre a un pouvoir discrétionnaire de suspension ou d’arrêt des activités minières pour des questions d’intérêt public (pouvant inclure la production de l’eau potable). Ce pouvoir se retrouve également dans la Loi sur les mines²⁸. D’ailleurs, l’article 250 de Loi sur les hydrocarbures prévoit spécifiquement l’exclusion des activités de gaz et pétrole du Règlement sur le prélèvement des eaux et leur protection (comme sous l’ancien régime).

La principale critique était le nombre (plus d’une centaine) de dispositions restant à être déterminées par règlement (ou décret) dont un grand nombre ont trait aux éléments les plus controversés du secteur des hydrocarbures.

3. Projets de règlements

Le 20 septembre 2017, le ministre publia quatre projets de règlements. Les trois premiers reprennent les dispositions du Règlement sur le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs souterrains²⁹ qui sera prochainement abrogé par le quatrième³⁰. L’articulation des règlements consiste dans un premier temps à déterminer les conditions d’octroi des licences et, par la suite, leurs conditions d’exercice.

Le Règlement sur les licences d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures et autorisation de construction ou d’utilisation de pipeline³¹ apporte une première réponse en listant une série de critères pour évaluer l’indépendance des membres du comité indépendant. Ceux-ci ne peuvent pas, entre autres, avoir directement ou indirectement des « relations ou des intérêts de nature financière ou commerciale avec le titulaire de la licence », être un employé des ministères impliqués ou de la Régie³². Ce règlement précise également la mécanique de mise en enchère des licences d’exploration, dont un des critères pour l’inscription à la liste est la preuve de la solvabilité financière pour un montant déterminé (allant entre 10 millions et 1 milliard en fonction du milieu de l’activité)³³.

Tel que mentionné, un titulaire de licence d’exploration doit, pour obtenir une licence de production ou une licence de stockage, recevoir une décision favorable de la Régie³⁴. À cette fin, le titulaire doit fournir une série de documents prévus, dont une évaluation des réserves et des ressources contingentes, un plan d’intervention d’urgence, une évaluation économique du projet, un plan de retombées locales et régionales, un bilan des consultations publiques réalisées préalablement au dépôt du projet, la description des mesures d’atténuation envisagées pour harmoniser l’utilisation du territoire et pour minimiser les perturbations sur les communautés locales et sur l’environnement.³⁵ Lors de son examen, la « Régie doit notamment tenir compte des éléments suivants : 1° la rentabilité du projet; 2° la création d’emplois; 3° l’estimation des revenus pour l’État; 4° les impacts économiques négatifs du projet; 5° la probabilité de réalisation du projet. »³⁶ Pour compléter sa demande au ministre, le titulaire doit également fournir une preuve de solvabilité pour les mêmes montants que pour la licence d’exploration³⁷.

Ce processus soulève plusieurs questions. D’abord, comment s’assurer de l’objectivité du bilan des consultations publiques si celui est rédigé par le demandeur de licence? Pourquoi ne pas avoir confié ce mandat au BAPE ou directement à la Régie? Quant aux documents fournis, est-ce que la Régie a un pouvoir d’enquête pour évaluer leur exactitude? Il serait surprenant de voir des citoyens ou des municipalités les contester, car ils ne semblent pas avoir de droit d’accès. Les dispositions portant sur les obligations d’aviser ne sont pas très détaillées³⁸, d’autant que l’avis est envoyé après que la licence ait été accordée. Dans le même ordre d’idée, comment est-ce que les critères d’évaluation de la Régie sont pondérés? Comment comparer la perte (financière) d’un agriculteur avec les profits générés par une pétrolière? Concernant la rentabilité du projet, la Régie doit-elle inclure les dommages octroyés dans le cadre du régime de responsabilité sans faute? Enfin, est-ce qu’un plan d’intervention d’urgence établi par l’industrie (norme CSA-Z731) est suffisamment exigeant pour remplir ses objectifs? L’autoréglementation pétrolière et gazière est loin de répondre aux inquiétudes des citoyens. Ces questionnements n’ont pas pour but de critiquer l’industrie, mais seulement d’augmenter la transparence du processus dans une optique d’acceptabilité sociale.

Mentionnons que le règlement apporte des précisions quant aux éléments manquants de la loi, notamment la formule de redevances mensuelles pétrolière et gazière selon le débit³⁹, les rapports de production⁴⁰, les critères de renouvellement⁴¹ (ainsi que l’équivalent pour les licences de stockage) et d’abandon d’une licence.⁴² Le règlement fixe également le processus et les exigences des autorisations de construction et d’utilisation d’un pipeline. Ceux-ci sont similaires à l’obtention d’une licence de production quant à la participation de la Régie⁴³ à la différence que le ministre doit donner son autorisation sur la base des garanties financières apportées (les mêmes déjà mentionnés) et des preuves de conformité des normes de l’industrie⁴⁴. Le demandeur à l’obligation d’aviser le ministre de tout incident en lui fournissant un « rapport détaillé comprenant notamment les mesures correctives réalisées ou prévues et leur échéancier ».⁴⁵

Une fois les licences octroyées, le Règlement sur les activités d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures en milieu terrestre⁴⁶ (ci-après, Règlement sur les activités en milieu terrestre) et le Règlement sur les activités d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures en milieu hydrique⁴⁷ (ci-après Règlement sur les activités en milieu hydrique) fournissent les conditions d’exercices des différentes activités. Ces règlements ont la même structure et sont analogues sur la majorité des dispositions à l’exception des adaptations aux différents milieux (terrestre et hydrique).

Les dispositions les plus attendues étaient les distances protectrices minimales. On peut ainsi y lire qu’aucune activité de sondage stratigraphique (carottage), forage, complétion (nettoyage à l’acide) et fracturation ne peut être réalisée à moins de :

• 40 m de la voie navigable du fleuve Saint-Laurent (était à 400 m);
• 40 m d’un chemin public ou d’un chemin de fer (était à 100 m);
• 100 m d’une ligne de transport d’électricité d’une tension égale d’une infrastructure de télécommunication, d’une éolienne, d’un pipeline ou de toute autre installation ou infrastructure de même nature (était à 100 m);
• 100 m d’un cimetière ou d’un ouvrage d’amélioration de la surface à des fins sportives ou récréatives (était à 100 m);
• 175 m d’une concentration d’activités résidentielles, commerciales, industrielles ou de services (était à 100 m);
• 150 m de tout bâtiment de moins de 3 étages ou ayant une superficie de plancher inférieure ou égale à 10 000 m²;
• 180 m d’un barrage à forte contenance;
• 275 m d’un établissement de santé et de services sociaux, d’un établissement d’enseignement, d’un bâtiment où sont offerts des services de garde à l’enfance, d’un site patrimonial, de tout bâtiment de 3 étages ou plus ou ayant une superficie de plancher supérieure à 10 000 m²;
• 1 000 m d’un aéroport ou d’un aérodrome (était à 1000 m)⁴⁸;
• 60 m d’un parc national ou d’une aire protégée⁴⁹.

Les conditions d’exercice d’une licence d’exploration ne sont pas les mêmes que celles des autorisations de levé géophysique. Par exemple, lorsque le levé est fait avec une charge explosive de moins de 12 kg, la distance est de 32m d’un pipeline, 180 m d’un bâtiment ayant une fondation en béton et 200m d’un site de prélèvement d’eau effectué à des fins de consommation humaine⁵⁰. Cette dernière distance est réduite à 50m lorsque le levé n’implique pas de source explosive. À ce titre, aucune disposition ne concerne les milieux immergés⁵¹.

Le Règlement sur les activités en milieu hydrique confirme la volonté du gouvernement d’autoriser les activités pétrolières et gazières dans les lacs et rivières du Québec, et ce même par fracturation. Quant à la protection de la vie privée, la « concentration d’activités résidentielles, commerciales, industrielles ou de services » dont il est question est définie comme « un regroupement de 5 lots ou plus sur lesquels une ou plusieurs activités résidentielles, permanentes ou saisonnières, commerciales, industrielles ou de services sont présentes, ainsi qu’un lot comprenant 5 bâtiments résidentiels ou plus »⁵².  Villes, banlieues et autres territoires densément peuplés seront donc exclus, mais pas les résidents plus isolés qui tomberont dans la catégorie « bâtiment de moins de 3 étages ». Cette distance est de 25m de moins, mais mesurée à partir de la bâtisse et non de la limite du terrain. Enfin, il est prévu que le « ministre peut permettre la réduction des distances si le titulaire de l’autorisation lui démontre qu’une mesure de protection efficace permet de réduire les risques. »⁵³

4. Conclusion

Le Premier ministre du Québec a affirmé qu’il n’y aurait pas de développement des hydrocarbures sans acceptabilité sociale. Malgré les nombreuses mises à jour et l’augmentation des mesures de protectrices, les critiques quant à la propriété privée résidentielle et la protection des plans d’eau n’ont pas reçu de réponse. Il est fort à parier que les municipalités contesteront le nouveau cadre règlementaire. Autant le Ministre de l’énergie⁵⁴ que le Ministre de l’environnement⁵⁵ sont dit ouverts à des amendements suite à la période de consultation.

* Ludovic Fraser est un avocat québécois spécialisé en droit règlementaire du secteur de l’énergie, notamment au niveau du trading d’électricité. Il détient un MBA et une maîtrise en droit de l’énergie.

1. Loi sur les mines, RLRQ c M-13.1, art 3.
2. Loi sur la qualité de l’environnement, RLRQ c Q-2, art 6.3.
3. Bureau d’audiences publiques sur l’environnement, Développement durable de l’industrie des gaz de schiste au Québec : Rapport d’enquête et d’audience publique, Rapport 273, 2011, à la p 245.
4. Loi limitant les activités pétrolières et gazières, LQ 2011, c 13.
5. Supra note 1.
6. Bureau d’audiences publiques sur l’environnement, Les enjeux liés à l’exploration et l’exploitation du gaz de schiste dans le shale d’Utica des basses-terres du Saint-Laurent : Rapport d’enquête et d’audience publique, Rapport 307, 2014, à la p 396.
7. Loi modifiant la Loi limitant les activités pétrolières et gazières et d’autres dispositions législatives, LQ 2014, c 6.
8. Loi concernant la mise en œuvre de la stratégie énergétique du Québec et modifiant diverses dispositions législatives, LQ 2016, c 35.
9. Loi sur les hydrocarbures, art 207, al 3. Voir également art 5, « substances minérales ».
10. Ibid, art 252.
11. Ibid, section VI, c III.
12. Ibid, art 6.
13. Ibid, art 189.
14. Ibid, art 14.
15. Ibid, art 38. La Régie de l’énergie se prononce également sur les demandes d’utilisation et de construction d’une canalisation de raccordement, ibid, art 110.
16. Ibid, art 119.
17. Supra note 1, art 105.
18. Supra note 9, art 8.
19. Ibid, arts 2, 13 al 2, 27.
20. Ibid, arts 27, 55.
21. Ibid, art 55; Supra note 1, art 235.
22. Supra note 9, arts 26, 55.
23. Ibid, art 203.
24. Ibid, art 25 comparé à la Loi sur les mines, art 101.0.3.
25. Supra note 9, art 25.
26. Ibid, art 75 comparé à la Loi sur les mines, arts 101, 232.1 et s.
27. Supra note 9, art 11.
28. Ibid, art 131 comparé à la Loi sur les mines, art 304.
29. Règlement sur le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs souterrains, LRQ c M-13.1, r 1.
30. Règlement abrogeant le Règlement sur le pétrole, le gaz naturel et les réservoirs souterrains.
31. Projet de règlement, Règlement sur les licences d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures et autorisation de construction ou d’utilisation de pipeline (2017) GOQ II, 4449.
32. Ibid, art 7.
33. Ibid, arts 19(4), 161.
34. Supra note 9, art 48. Certaines licences de production sont attribuées par adjudication. Voir à ce sujet Règlement sur les licences, supra note 31, arts 53 et s (pour la production), 80 et s (pour le stockage); Supra note 9, art 38.
35. Règlement sur les licences, supra note 31, arts 62 (pour la production), 89 (pour le stockage).
36. Ibid, arts 64 (pour la production), 91 (pour le stockage).
37. Ibid, arts 51(1), 161, 166.
38. Supra note 9, arts 27, 54, 55; Règlement sur les licences, supra note 31, arts 5, 6, 129.
39. Ibid, art 68.
40. Ibid, arts 72 et s.
41. Ibid, arts 75 et s.
42. Ibid, arts 114,108.
43. Ibid, arts 120-122.
44. Ibid, art 127. Ce sont les mêmes normes utilisées par l’Office national de l’énergie pour les pipelines de sa juridiction. Voir le Règlement de l’Office national de l’énergie sur les pipelines terrestres (DORS/99-294).
45. Règlement sur les licences, supra note 31, art 140.
46. Règlement sur les activités d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures en milieu terrestre (2017) GOQ II, 4326.
47. Règlement sur les activités d’exploration, de production et de stockage d’hydrocarbures en milieu hydrique (2017) GOQ II, 4212.
48. Supra note 46, art 81 (sondage stratigraphique),  art 133 (forage), art 201 (fracturation); Supra note 47, art 64 (sondage stratigraphique), art 120 (forage), art 169 (complétion), art 194 (fracturation); Supra note 29, art 22.
49. Supra note 46, art 135.
50. Ibid, art 40.
51. Ibid, sauf pour l’emprise de la voie navigable du fleuve Saint-Laurent.
52. Ibid, art 2.
53. Supra note 47, arts 120, 169, 194; Supra note 46, arts 40, 81, 133, 201.
54. Ministre de l’énergie et des Ressources naturelles.
55. Ministre du Développement durable, de l’Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques.