Introduction

S’il est édicté, le projet de loi C-69¹ apportera d’importants changements à la règlementation de projets d’énergie extracôtière dans le Canada atlantique. Le virage de l’évaluation environnementale (EE) au titre de la Loi canadienne sur l’évaluation environnementale (2012)² (LCEE 2012) à l’« évaluation d’impact » (EI) au titre de la Loi sur l’évaluation d’impact³ (Loi sur l’EI) se fera grandement ressentir dans l’industrie du pétrole et du gaz extracôtiers. Le régime, nouveau mais incomplet pour l’énergie renouvelable extracôtière dans la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie (LRCE)⁴ aura une incidence moins immédiate, mais présage d’importants changements à plus long terme. Dans les industries du pétrole et du gaz et de l’énergie renouvelable, la manière dont ces changements s’opéreront demeurent très incertains. Tout se jouera dans les détails : révisions au cours du processus législatif, lois à l’appui, règlements et mise en application.

Dans le présent article, des commentaires sont formulés sur un petit nombre d’enjeux dans le  projet de loi C-69 d’importance pour l’industrie du pétrole et du gaz extracôtiers du Canada atlantique, ainsi que pour son industrie de l’énergie renouvelable extracôtière embryonnaire. On y examine deux vastes enjeux comptant parmi ceux qui embêtent l’industrie extracôtière bien établie du Canada atlantique : qui est responsable de la conduite des EI pour les projets extracôtiers et quels projets seront assujettis à la nouvelle EI. Un bref aperçu du régime naissant de la LRCE pour l’énergie renouvelable extracôtière est fournie, avec des commentaires sur les occasions, ratées et réalisées, pour le Canada atlantique.

1. Loi sur l’évaluation d’impact et le pétrole et le gaz extracôtiers dans le Canada atlantique

La Loi sur l’EI apportera son lot de changements qui auront des conséquences pour l’évaluation des projets de pétrole et de gaz extracôtiers du Canada atlantique, y compris l’exigence d’évaluer une liste de facteurs⁵ bien plus longue que celle exigée au titre de la LCEE 2012⁶. Parmi ces changements, on compte deux enjeux qui, au moment de la rédaction, préoccupaient particulièrement l’industrie extracôtière du Canada atlantique. Le premier concerne le virage vers une exigence obligatoire et rigide d’examens par des groupes d’experts des activités extracôtières désignées. Le second, en partie exacerbée par le premier, consiste à savoir quelles activités seront incluses dans le règlement sur la liste de projets.

a) Responsabilité pour les EI des hydrocarbures extracôtiers dans le Canada atlantique : Mise en contexte

L’Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers (CNLOPB) et l’Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers (CNSOPB) étaient habituellement chargés de l’exécution de toutes les EE pour les projets extracôtiers, y compris ceux visés par la Loi canadienne sur l’évaluation environnementale⁷. Cela a changé avec l’entrée en vigueur de la LCEE 2012 et du Règlement désignant les activités concrètes⁸ (la Liste de projets). L’Agence canadienne d’évaluation environnementale (l’Agence CEE) est devenue responsable des EE pour les activités pétrolières et gazières extracôtières désignées dans le Canada atlantique⁹. Les offices des hydrocarbures extracôtiers continuent de mener des EE – parfois appelées des EE de la Loi de mise en œuvre – pour les activités non assujetties à la LCEE 2012¹⁰ en conformité avec leurs lois habilitantes (les Lois de mise en œuvre)¹¹. Bien qu’ils fournissent des connaissances et des renseignements spécialisés ou techniques à l’Agence CEE, ils ne participent pas directement aux EE de la LCEE 2012¹².

En 2015, le gouvernement Conservateur a tenté de rétablir l’autorité des offices des hydrocarbures extracôtiers sur les EE de la LCEE 2012, donnant à ceux-ci les pouvoirs pour tenir les audiences publiques¹³ nécessaires au maintien du statut d’« autorité responsable »¹⁴ et à la publication de règlements provisoires désignant le CNSOPB comme autorité responsable¹⁵. Bien que cet effort ait été un échec, il continue d’alimenter le débat sur le rôle des offices des hydrocarbures extracôtiers dans les EE.

Le débat a refait surface au cours de l’examen fédéral des processus d’EE, et les opinions sont nettement divisées. Certains maintiennent que les offices n’ont aucune expertise en matière d’environnement, et avec un mandat présumé de « promotion » de l’industrie extracôtière, les offices sont en conflit d’intérêt, « conquis » par l’industrie¹⁶. C’est pourquoi les offices ne doivent jouer aucun rôle dans l’évaluation des projets qu’ils doivent régir. En revanche, le gouvernement de T.N.L et les associations de l’industrie préoccupées par le temps, les coûts et les efforts qu’exigent les EE de la LCEE 2012, ont préconisé l’idée de redonner un certain niveau de responsabilité aux offices en ce qui a trait aux évaluations¹⁷.

Pour sa part, le Groupe d’experts mis en place pour examiner le processus d’EE fédéral (le Groupe) ne s’est pas attardé plus particulièrement au rôle des offices des hydrocarbures extracôtiers dans les EE. Le rapport du Groupe n’utilise le terme « extracôtier » qu’une fois et ne mentionne pas les offices des hydrocarbures extracôtiers. Le Groupe limite son examen aux deux organismes de règlementation axée sur le cycle de vie qui, avec l’Agence CEE, constituent les autorités responsables : l’Office national de l’énergie (ONE) et la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN). Le Groupe s’est surtout attardé à remédier aux idées préconçues de l’ONE et de la CCSN afin de rétablir la confiance du public dans les EE et appuyer la licence sociale¹⁸. Le Groupe a recommandé d’éliminer ces organismes de règlementation du processus d’EE et d’incorporer la fonction dans une seule autorité¹⁹.

Dans son document de travail de juin 2017 (le Document de travail), le gouvernement fédéral a fait savoir qu’il envisageait une approche où « l’agence et les organismes de règlementation axée sur le cycle de vie réaliseraient conjointement les évaluations d’impact dans le cadre d’un processus d’examen unique et intégré »²⁰. Les points de vue du Groupe à l’égard des organismes de règlementation axée sur le cycle de vie n’ont donc pas été acceptés. L’industrie aurait peut-être accepté un processus de collaboration conjoint agence-offices des hydrocarbures extracôtiers; les groupes environnementaux ont certainement décrié la participation des offices des hydrocarbures extracôtiers. Toutefois, ce qui se retrouve dans la Loi sur l’EI laisse probablement les deux groupes insatisfaits.

b) Responsabilité des EI des hydrocarbures extracôtiers dans le Canada atlantique : La Loi sur l’EI

La nouvelle Agence d’évaluation d’impact (l’Agence d’EI) détermine au préalable si des activités de composantes désignées d’un projet nécessitent une EI²¹. Cette décision suit une nouvelle « phase de planification ». Comme pour la LCEE 2012, le promoteur d’un projet désigné doit présenter une description de projet initiale à l’Agence d’EI²². À la demande de l’Agence d’EI, les offices des hydrocarbures extracôtiers, à titre d’« autorités fédérales »²³, doivent fournir à l’Agence d’EI des connaissances ou des renseignements de spécialistes ou d’experts²⁴. L’Agence d’EI décide si une EI est nécessaire²⁵. Bien que la phase de planification soit nouvelle, le décideur préalable n’a pas changé : l’agence fédérale prend la décision sans l’avis d’un office des hydrocarbures extracôtiers.

Le principal changement réside dans la détermination du responsable de l’évaluation des projets extracôtiers désignés dans le Canada atlantique si une EI est exigée. Telle que rédigée, la Loi sur l’EI oblige le ministre à soumettre l’EI d’un tel projet à un comité d’examen, sans exception²⁶. Cette même règle s’applique aux activités régies par la LRCE et la Loi sur la sûreté et la règlementation nucléaires (LSRN)²⁷. L’Agence d’EI ne peut pas procéder à l’EI. Le ministre ne peut pas approuver la substitution du processus d’EE d’une autre compétence à un processus d’EI pour les projets extracôtiers désignés²⁸ ni conclure une entente avec une autre compétence pour établir conjointement un comité d’examen²⁹. Les activités extracôtières désignées exigeant une EI seront donc invariablement soumises à la forme la plus formelle et rigoureuse d’EI. Contrairement au processus d’EI conjoint Agence-office des hydrocarbures extracôtiers suggéré dans le Document de travail, aucune de ces entités ne sera responsable de l’EI de projets pétroliers et gaziers extracôtiers désignés. Cette responsabilité reviendra à des comités d’examen de compositions variées.

Les examens de comités en vertu de la Loi sur l’EI ressembleront à ceux de la LCEE 2012. Comme pour la LCEE 2012³⁰, le renvoi d’EI à un comité d’examen est à la discrétion du ministre s’il est d’avis qu’il en serait dans l’intérêt public, compte tenu de plusieurs facteurs obligatoires³¹. Il reste à voir comment les délais du comité d’examen dans la Loi sur l’EI seront établis, mais le processus devrait s’avérer assez long³². L’Agence d’EI doit recueillir des renseignements et « délimiter la portée » du projet afin de déterminer quels renseignements et quelles études pourraient lui être utiles pour l’EI³³. Il faudra du temps pour établir le mandat du comité et en nommer les membres³⁴. Le comité peut ensuite exiger du promoteur qu’il obtienne tout renseignement ou toute étude supplémentaire que le comité juge nécessaire, avant ou après l’exécution de l’EI³⁵. Les EI seront des instances quasi judiciaires assorties d’audiences publiques³⁶. Les processus du comité d’examen de la Loi sur l’EI seront sans aucun doute plus chronophages, dispendieux et onéreux que les évaluations par l’Agence d’EI ou les offices des hydrocarbures extracôtiers à titre d’autorités responsables³⁷, ce qui, dans l’ensemble, laisse entendre que le processus sera long et complexe pour les EI de projets extracôtiers désignés, sans aucune flexibilité pour adapter les mécanismes d’évaluation en fonction de l’ampleur des activités évaluées.

Il ne s’agit donc pas d’un processus de collaboration conjoint Agence d’EI-offices des hydrocarbures extracôtiers, comme le propose le Document de travail. Toutefois, il y a un certain degré d’« intégration » obligatoire de membres d’offices des hydrocarbures extracôtiers et de comités d’examen. À cet égard, la Loi sur l’EI est conforme au Document de travail. Les comités d’examen pour des projets désignés qui comprennent des activités règlementées au titre des Lois de mise en œuvre doivent compter au mois deux personnes nommées à partir d’une liste de membres du CNLOPB ou du CNSOPB, sur la recommandation du président de l’office des hydrocarbures extracôtiers concerné et en consultation avec le ministre des Ressources naturelles³⁸. Il existe des exigences similaires concernant les nominations au comité pour les activités règlementées au titre de la LRCE et de la LSRN, requérant la nomination de personnes de la Commission établie en vertu de la LRCE (la Commission) et de la LSRN, respectivement³⁹. Si cette exigence devient loi, l’expertise technique des offices des hydrocarbures extracôtiers sera intégrée dans le comité. Il s’agit d’un autre changement important comparativement aux comités d’examen de la LCEE 2012, qui ne requièrent aucune participation de la part des offices des hydrocarbures extracôtiers.

Les comités devront compter un minimum de cinq personnes nommées, mais il n’y a pas de limite au nombre de membres d’offices des hydrocarbures extracôtiers⁴⁰. Le président peut être un membre d’un office des hydrocarbures extracôtiers. En théorie, un comité d’examen peut aussi être entièrement composé de membres d’offices des hydrocarbures extracôtiers. Il semble très peu probable qu’un tel comité soit nommé, du moins par le gouvernement actuel. Le but du gouvernement n’était pas de donner la responsabilité pour les EI de projets pétroliers et gaziers extracôtiers aux offices des hydrocarbures extracôtiers, mais d’inclure dans une certaine mesure l’expertise des offices des hydrocarbures extracôtiers dans les EI. Dans tous les cas, un comité de cinq membres impliquerait la nomination de la totalité du CNSOPB ou de la majorité du CNLOPB⁴¹.

Il y a une différence notable dans le traitement au titre de la Loi sur l’EI des capacités respectives de comités d’examen de la Commission et de la CCSN et des offices des hydrocarbures extracôtiers à assurer l’application de la règlementation en vertu de leurs lois habilitantes au cours du processus d’EI. Les comités d’examen de la Commission et de la CCSN sont essentiellement tenus de mener les processus d’EI et de délivrance de permis simultanément au titre de leurs lois habilitantes et, ce faisant, peuvent exercer leurs pouvoirs en vertu de ces lois⁴². Cela cadre avec l’intention du gouvernement de « mettre l’accent sur un guichet unique pour assurer la coordination fédérale (p. ex. assurer l’harmonisation de l’évaluation et de la délivrance de permis de suivi) »⁴³.

En revanche, la Loi sur l’EI ne permet pas aux comités évaluant des projets extracôtiers d’exercer leurs pouvoirs au titre de la Loi de mise en œuvre au cours du processus d’EI et n’exige pas de ces comités qu’ils tiennent compte des exigences liées aux autorisations en vertu des Lois de mise en œuvre dans le cadre du processus d’évaluation. Bien que certains aient soulevé des questions concernant la confusion des processus d’évaluation et d’approbation règlementaire⁴⁴, la Loi sur l’EI n’intègre pas clairement les processus d’EI et de délivrance de permis règlementaires pour les projets extracôtiers du Canada atlantique de la même façon qu’elle le fait pour les processus de la Commission et de la CCSN. Il n’est pas clair si cela est intentionnel ou s’il s’agit d’une omission. Le traitement par le gouvernement des offices des hydrocarbures extracôtiers et des Lois de mise en œuvre relativement à la Loi sur l’EI semble résulter d’une réflexion après coup : toutes les dispositions à ce sujet se retrouvent dans des modifications à la partie I du projet de loi C-69.

c) Quelques observations sur le processus de la Loi sur l’EI pour les projets extracôtiers

La participation de membres d’offices des hydrocarbures extracôtiers aux comités d’examen continuera probablement de susciter la controverse si la Loi sur l’EI devient loi. La nomination de membres d’offices des hydrocarbures extracôtiers risque d’être contestée pour des raisons de conflit d’intérêts ou de partialité. La Loi sur l’EI stipule qu’une personne nommée à un comité d’examen doit être « impartiale et n’avoir aucun conflit d’intérêts relativement au projet désigné »⁴⁵. Les opposants doivent donc montrer qu’une personne nommée est partiale ou en conflit d’intérêts relativement à un projet précis, et qu’il ne s’agit pas d’une partialité généralisée de l’« industrie ». Un simple résumé de l’industrie pétrolière ne devrait pas suffire pour déclarer inadmissible une personne nommée éventuelle. Outre les fondements douteux pour toute allégation de partialité ou de conflit général inhérent⁴⁶, il est peu probable, en l’absence d’une conduite ou de commentaires sous-entendant une partialité, que les membres d’offices des hydrocarbures extracôtiers soient exclus en vertu de l’approche flexible à l’égard de l’impartialité de la Cour suprême du Canada par rapport aux commissions administratives⁴⁷. Toutefois, la controverse persistera sans aucun doute. La possibilité qu’il y ait des contestations à la composition des comités dans le cadre ou non du processus de la Loi sur l’EI augmente les risques de retards.

Du point de vue d’un praticien du Canada atlantique, la question le plus frappante concernant le processus de la Loi sur l’EI pour les activités pétrolières et gazières extracôtières désignées réside probablement dans le fait qu’il est entièrement flexible en termes de processus. La Loi sur l’EI présume que toutes les activités pétrolières et gazières extracôtières doivent faire l’objet des processus d’EI les plus rigoureux, mais aussi longs et onéreux, sans égard aux activités désignées. Il n’y a pas non plus de place pour des évaluations conjointes ou des substitutions qui permettraient de rationnaliser les processus d’évaluation et de délivrance de permis. L’Agence d’EI aura un rôle seuil dans la détermination de savoir si les activités extracôtières désignées nécessiteront une EI, mais il semble peu probable que les activités extracôtières désignées soient en aucune occasion soustraites à une EI. Cette caractéristique rigoureuse de la Loi sur l’EI ne semble pas cadrer avec le principe directeur du gouvernement à l’effet que « l’échelle de l’évaluation [sera] adaptée à la portée et aux impacts possibles du projet »⁴⁸. Le recours à un comité d’examen peut être approprié pour un grand projet de développement, mais dans bon nombre de cas, il peut sembler inapproprié pour le forage de puits d’exploration dans une zone extracôtière où les risques sont déjà bien documentés.

d) Quels projets extracôtiers du Canada atlantique seront assujettis à des EI?

Le gouvernement fédéral a indiqué qu’il conserverait une approche de liste de projets pour les EI « pour maintenir la clarté de la description des circonstances dans lesquelles une évaluation fédérale est nécessaire »⁴⁹. Cette approche comprend le maintien du pouvoir de désigner des projets ne figurant pas sur la liste et d’exclure « les projets désignés de l’évaluation sous certaines conditions selon des critères clairs et un processus transparent »⁵⁰. Au moment de la rédaction, le gouvernement était à la recherche de suggestions sur l’approche qu’il propose en vue de revoir la Liste de projets de la LCEE 2012⁵¹. L’intention exprimée par le gouvernement est de n’inclure sur la liste que les projets qui risquent le plus d’avoir des répercussions environnementales néfastes dans des secteurs de compétence fédéral. Les projets pouvant avoir des répercussions de moindre importance seraient assujettis à d’autres processus règlementaires fédéraux, comme les EE de la Loi de mise en œuvre⁵².

La Loi sur l’EI maintient une approche de liste de projets et permet au ministre de désigner des projets ne figurant pas sur la liste pour l’EI⁵³. Par contre, en ce qui concerne l’exclusion de projets désignés, les options sont limitées. Le Cabinet peut prendre des règlements pour varier ou exclure des exigences en vertu de la Loi sur l’EI ou des règlements, dans certaines circonstances, se rapportant principalement aux activités ayant lieu dans des réserves, sur des terres visées par un accord sur une revendication territoriale, des secteurs assujettis à des ententes avec des organismes établis en vertu d’accords sur une revendication territoriale ou des organismes dirigeants autochtones, ou en vertu d’accords internationaux ou d’accords conclus par le gouvernement du Canada⁵⁴. Le Cabinet peut ordonner que des projets désignés soient exclus de l’application de la Loi sur l’EI pour des raisons de sécurité nationale par rapport au projet, alors que le ministre peut exclure des projets en cas d’urgence nationale⁵⁵. Il n’y a pas d’autres procédures pour exclure des projets désignés de l’application de la Loi sur l’EI.

Il en résulte qu’une fois une catégorie de projets ajoutée à la Liste de projets, aucun mécanisme n’est prévu dans la Loi sur l’EI pour l’exclusion relativement à la nature de l’activité. Si l’exigence d’un examen obligatoire par un comité passait en loi, les types d’activités inclus dans la Liste de projets revêtiraient une plus grande importance. Étant donné que la Loi sur l’EI ne permet pas de formes moins onéreuses d’évaluation pour les projets pétroliers et gaziers extracôtiers dans le Canada atlantique, les projets à inclure à la liste devraient être étudiés soigneusement afin d’éviter d’inclure des activités pour lesquelles une EI pourrait s’imposer, mais où un examen complet par un comité paraitrait exagéré. Le manque de souplesse des examens obligatoires par un comité est atténué dans une certaine mesure si les projets désignés sont limités à ceux pour lesquels un examen par un comité s’impose réellement.

Il est probablement approprié d’exiger que les activités de développement, de production ou de déclassement extracôtier de grande envergure fassent l’objet de la forme la plus officielle et rigoureuse d’EI. Toutefois, l’idée de soumettre toutes les activités liées à l’exploitation de puits d’exploration sans exception, et certaines modifications à des plans de développement, à un examen par un comité est plus problématique, et s’avère une question d’une grande importance pour l’industrie du Canada atlantique et le gouvernement de T.-N.L.

La Liste de projets actuelle assigne à l’Agence CEE la catégorie suivante d’activités liées à l’exploitation de puits d’exploration dans le Canada atlantique⁵⁶ :

10 Les forages, les essais et la cessation d’exploitation de puits d’exploration extracôtiers dans le cadre d’un premier programme de forage d’une région précisée pour au moins une licence d’exploration accordée en vertu de la Loi de mise en œuvre de l’Accord Atlantique Canada – Terre-Neuve-et-Labrador ou de la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada – Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers. [c’est nous qui soulignons]

L’Agence CEE a interprété la « région » en question comme celle du permis d’exploration (PE) détenu par le promoteur, plutôt que la région, le bassin ou la caractéristique géologique au large des côtes relevant de la Loi de mise en œuvre. L’interprétation est beaucoup plus restrictive que la loi en vigueur et a un effet réel sur la qualité de l’activité désignée. Selon l’interprétation de l’Agence CEE, le premier programme de forage d’exploration sur un PE est une activité désignée, peu importe que le PE et que les puits d’exploration proposés se trouvent dans « une région » extracôtière qui a déjà fait l’objet de forage, de développement ou de production d’exploration. Par exemple, le premier programme de forage d’exploration sur un PE délivré à l’intérieur de la région du bassin Jeanne D’Arc exigerait un PE, même si la région est en production et les risques environnementaux et autres ont été bien documentés au cours d’EE antérieures. De même, le premier puits sur un PE dans la région du bassin Flemish Pass, où plus de 20 puits d’exploration ont été forés en toute sécurité, serait saisi. Selon l’approche de l’Agence CEE, les puits d’exploration forés dans ces régions de grande activité existantes sont traités de la même façon que les puits se trouvant dans des régions effectivement pionnières, comme le golfe du Saint-Laurent ou l’Arctique canadien. Il semble peu probable que l’article 10 ait eu pour but de saisir de telles activités.

Si les activités extracôtières dans le Canada atlantique sont automatiquement assujetties à de longs examens de comité, la Liste de projets devrait spécifier très clairement quelles activités de forage d’exploration sont désignées aux fins d’examen aux termes de la Loi sur l’EI. Un examen par un comité peut prendre plusieurs années, alors qu’un puits d’exploration extracôtier peut habituellement être achevé dans 30 à 90 jours. Il devrait être envisagé d’exclure clairement de la Liste de projets les activités d’exploration qui ont lieu à l’intérieur de régions où les risques environnementaux et autres ont déjà été évalués. Les régions pertinentes pourraient être définies en termes géographiques ou géologiques ou au moyen d’autres descripteurs, pourvu que la description de la région soit claire. Les activités dans ces régions demeureraient assujetties à des EE en vertu des Lois de mise en œuvre.

Les évaluations régionales, qui peuvent être réalisées en vertu de la Loi sur l’EI, pourraient également jouer un rôle dans les EI pour les forages d’exploration⁵⁷. Toutefois, les processus d’évaluation régionaux dans la Loi sur l’EI sont squelettiques. Il s’agit de créatures de discrétion ministérielle et leurs paramètres seront établis dans un mandat. Il n’y a pas de dispositions concernant les délais pour achever l’évaluation, ni même en garantir l’achèvement.

Il ne fait aucun doute que les processus d’évaluation environnementale du Canada ont souffert d’un manque de confiance du public, et le rétablissement de cette confiance en ces processus est un but louable et important. Toutefois, il est tout aussi clair que les processus sont dans de nombreux cas chronophages, longs et coûteux, dans la mesure où les projets qui sont dans l’intérêt public ne vont pas de l’avant. Cette préoccupation ne devrait pas être sous-estimée.

2. La Loi sur la Régie canadienne de l’énergie et l’énergie extracôtière renouvelable dans le Canada atlantique

Comme l’auteur l’a déjà écrit ailleurs⁵⁸, l’énergie extracôtière renouvelable constitue une occasion essentielle d’assurer une croissance économie durable dans le Canada atlantique. L’un des obstacles au développement d’une industrie de l’énergie extracôtière renouvelable est l’absence d’un régime de règlementation fédéral applicable aux eaux à l’extérieur du territoire provincial. La partie II du projet de loi C-69 édictera la LRCE, abrogera la Loi sur l’Office national de l’énergie et remplacera l’Office national de l’énergie par la nouvelle Régie canadienne de l’énergie, établissant une Commission. Une composante importante de la LRCE est qu’elle crée le premier régime de règlementation fédérale – bien qu’il soit encore incomplet – pour les projets d’énergie extracôtière renouvelable (EER) et les lignes de transport d’énergie extracôtières (LTEE) à l’extérieur du territoire provincial⁵⁹. Malgré l’importance de cette étape, la règlementation de l’EER a beaucoup moins suscité l’attention du public que d’autres aspects du projet de loi C-69. Même si les conséquences des dispositions sur l’EER dans la LRCE pour le Canada atlantique seront moins immédiates que les changements à la Loi sur l’EI, leur potentiel à long terme est important.

Les dispositions sur l’EER sont établies à la partie 5 de la LRCE et définissent essentiellement le cadre règlementaire pour la délivrance de permis et la règlementation continue de l’EER et des exploitations dans la « zone extracôtière ». La LRCE définit une « zone extracôtière » essentiellement comme les eaux internationales du Canada ou la mer territoriale qui n’est pas située dans une province et les eaux au-dessus du plateau continental du Canada⁶⁰. La loi s’appliquera aux projets d’EER, y compris : les recherches et les évaluations réalisées relativement à l’exploitation ou à l’exploitation éventuelle d’une ressource renouvelable pour produire de l’énergie, le stockage d’énergie produite à partir d’une ressource renouvelable et le transport d’énergie produite à partir d’une ressource renouvelable qui n’est pas transportée vers une province ou à un endroit à l’extérieur du Canada⁶¹. Elle s’applique également aux LTEE, définies comme des installations construites ou exploitées dans le but de transporter l’électricité d’un projet d’EER vers une province ou un endroit à l’extérieur du Canada.

L’une des principales limites des nouvelles dispositions sur l’EER est qu’elles ne s’appliqueront pas aux eaux à l’intérieur de la province, comme la baie de Fundy, ce qui représente un risque d’incompatibilité entre les régimes provinciaux – comme la Marine Renewable-energy Act⁶² de la Nouvelle-Écosse – et l’EER fédérale au titre de la LRCE. L’auteur a fait valoir ailleurs qu’un régime conjoint fédéral-provincial pour l’EER semblable aux Lois de mise en œuvre serait préférable à un régime uniquement fédéral, en partie parce qu’un régime législatif conjoint pourrait assurer une uniformité règlementaire pour l’ensemble des eaux du Canada atlantique⁶³. Par exemple, les Lois de mise en œuvre conjointes fédéral-provincial incorporent le cadre opérationnel de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada⁶⁴ (LOPC) et le modèle de droits fonciers de la Loi fédérale sur les hydrocarbures⁶⁵ (LFH). Par conséquent, la règlementation du pétrole et du gaz extracôtiers pour l’ensemble des zones extracôtières du Canada est plutôt uniforme. Sans efforts concertés des provinces du Canada atlantique pour susciter l’engagement du gouvernement fédéral, le recours à des régimes variés et qui se chevauchent aux niveaux fédéral et provincial dans d’importantes régions comme la baie de Fundy pourrait être la triste réalité.

En l’état actuel, la Commission sera responsable de l’autorisation et de la règlementation des exploitants d’EER en vertu de la LRCE⁶⁶. Le cadre sera familier aux joueurs de l’industrie du pétrole et du gaz extracôtiers, puisqu’il ressemble étroitement au modèle de la LOPC/des Lois de mise en œuvre. Certaines de leurs caractéristiques communes comprennent ce qui suit⁶⁷ :

• Les travaux ou les activités dans une zone extracôtière liés à l’EER ou à des LTEE ou tout travail ou toute activité lié à la construction, à l’exploitation ou à l’abandon de toute partie d’une LTEE se trouvant dans une province sont interdits sauf en conformité avec une autorisation.
• La Commission accorde des autorisations pour les travaux liés à l’EER et aux LTEE et dispose d’un large pouvoir discrétionnaire pour joindre des conditions aux autorisations.
• La Commission peut suspendre ou révoquer des autorisations pour des contraventions aux conditions de celles-ci.
• Une responsabilité pour faute illimitée visant les pertes ou les dommages réels causés par les débris provenant de projets d’EER et de LTEE, avec responsabilité absolue (c.-à-d. sans preuve de faute ou de négligence) est imposée aux titulaires d’autorisations pour les pertes ou les dommages réels allant jusqu’à la limite de responsabilité, qui est actuellement établie à 1 milliard de dollars dans la plupart des régions.
• Les demandeurs doivent fournir une preuve de ressources financières et de responsabilité financière au montant établi par la Commission et dans les formes précisées.

Les autorisations pour les projets figurant sur la Liste de projets seront assujettis au processus conjoint d’évaluation/de délivrance de permis applicable aux activités règlementées aux termes de la LRCE et énoncées dans la Loi sur l’EI⁶⁸. Lorsqu’un projet d’EER ou d’LTEE exige une EI en vertu de la Loi sur l’EI, la Commission doit approuver ou rejeter la demande d’autorisation du promoteur uniquement en fonction du rapport produit par le comité d’examen aux termes de la Loi sur l’EI⁶⁹. Les processus d’évaluation et de délivrance de permis sont donc intégrés. Comme il est noté plus haut, ce processus intégré de la Loi sur l’EI s’applique aux comités d’examen pour les activités règlementées en vertu de la LRCE et de la CCSN, mais ne s’applique pas aux examens par des comités d’activités règlementées en vertu des Lois de mise en œuvre.

Bien que la Liste de projets courante soit en cours d’examen et qu’elle puisse faire l’objet de révisions, elle comprend actuellement les projets d’énergie marémotrice en eau vive de 50 MW ou plus ou les autres projets d’énergie marémotrice de 5 MW ou plus⁷⁰. À mesure que les fermes éoliennes flottantes gagneront en viabilité au Canada, il est possible que certaines des activités connexes soient incluses dans la Liste de projets, plus particulièrement pour les réseaux de grande envergure.

Si une EI n’est pas déclenchée pour un projet d’EER ou de LTEE, la Commission doit tenir compte de facteurs précis qui sont énumérés dans l’évaluation d’une demande d’autorisation⁷¹.

Tel qu’il a déjà été mentionné, le nouveau régime d’EER de la LRCE est incomplet. Il ne traite pas de l’octroi de droits fonciers/spatiaux et de droits de propriété. On peut supposer que cette composante du régime règlementaire suivra sous la forme de lois distinctes, plutôt que d’ajouts à la LRCE alors que le projet de loi C-69 suivra le processus législatif, ou de modifications une fois la LRCE édictée. À cet égard, Ressources naturelles Canada (RNCan) procède actuellement à l’élaboration d’un « cadre de politiques de soutien visant des mesures liées à l’énergie renouvelable de la mer dans le cadre du programme de mesures favorisant l’énergie marine renouvelable »⁷² qui a été mis en place en novembre 2011⁷³. À titre de ministère fédéral responsable du programme d’énergie marine renouvelable, il est possible qu’on fasse appel à RNCan pour se charger du processus d’octroi de droits fonciers. Par ailleurs, si l’on se fie à l’incorporation du modèle opérationnel de la LOPC dans le régime d’EER de la LRCE, il est probable que le modèle de droits fonciers de la LFH serve de fondement au régime de droits fonciers d’EER fédéral. Comme il a été noté plus haut, la LOPC et la LFH servent toutes deux de fondement aux Lois de mise en œuvre. Toutefois, cet aspect du régime d’EER fédéral demeurait inconnu au moment de la rédaction.

Les nouvelles dispositions sur l’EER de la LRCE facilitent la possibilité de développement économique durable dans le Canada atlantique. À la limite, le développement d’une industrie de l’énergie extracôtière renouvelable dans le Canada atlantique dépendra de bien plus que de la simple mise en place d’un régime règlementaire. Les conditions du marché et les mesures d’incitation joueront sans doute un grand rôle dans la rapidité avec laquelle l’industrie pourrait se développer et le succès qu’elle pourrait connaître. Il n’en demeure pas moins que la création partielle d’un régime règlementaire contribuera grandement à donner aux promoteurs de projets  la certitude juridique et procédurale dont ils ont besoin. Toutefois, comme pour la Loi sur l’EI, bon nombre des détails du régime demeurent inconnus, sous la forme d’un règlement qui n’a pas encore été élaboré, et de l’élaboration de lois pour l’octroi de droits fonciers. Étant donné que la Commission disposera d’un important pouvoir discrétionnaire en matière de règlementation en joignant des conditions aux autorisations, les pratiques et les politiques de la Commission seront également importantes. La mesure dans laquelle le Canada atlantique bénéficiera de la règlementation des projets d’énergie renouvelable au large des côtes des provinces atlantiques et participera à l’élaboration de celles-ci demeure une question ouverte.

Conclusion

Le projet de loi C-69 représente un énorme changement législatif, et bon nombre de ses changements auront des conséquences pour les projets énergétiques extracôtiers dans le Canada atlantique. Dans le présent article, nous n’avons formulé des commentaires que sur quelques-uns de ces changements se rapportant aux projets énergétiques extracôtiers, principalement du point de vue selon lequel le temps, les efforts et les coûts des processus d’évaluation au Canada sont devenus problématiques. Cela ne veut pas dire que d’autres objectifs de réforme sont sans importance ou moins importants. Plus particulièrement, les processus d’EE ont posé des défis pour les peuples autochtones du Canada et la réconciliation est et devrait être un objectif central important de réforme. Cependant, les processus d’EI devraient également être adaptés au type d’activité évalué. En ce moment, le processus de la Loi sur l’EI semble inutilement rigide à cet égard. Il n’y a pas non plus d’explication claire pour les incongruités entre l’approche d’examen par un comité de la Commission et de la CCSN, qui comprend des processus d’évaluation et de délivrance de permis intégrés, et l’approche d’office des hydrocarbures extracôtiers, qui ne prévoit pas de tels processus. Peu importe la raison, le fait de limiter l’évaluation des activités extracôtières à un seul mécanisme d’EI sans exception ne semble pas cadrer avec le principe directeur du gouvernement fédéral d’« une évaluation par projet, l’échelle de l’évaluation étant adaptée à la portée et aux impacts potentiels du projet »⁷⁴.

En revanche, le nouveau régime d’EER dans la LRCE, bien qu’incomplet, constitue un pas discret vers l’avant pour l’industrie émergente de l’énergie extracôtière renouvelable au Canada. Bien qu’un régime conjoint fédéral-provincial soit préférable à des règlements variés et potentiellement incompatibles, toute certitude règlementaire dans les eaux à l’extérieur du territoire provincial vaut mieux que rien du tout. Il est à espérer que les gouvernements provinciaux du Canada atlantique s’engageront davantage et formeront un front cohésif alors que le gouvernement fédéral s’apprête à achever le régime.

*Daniel est un partenaire au bureau d’Halifax de McInnes Cooper. La pratique de Daniel est principalement axée sur le contentieux et le conseil règlementaire, mettant l’accent sur l’énergie extracôtière et tous les aspects du droit maritime. Il est le partenaire principal de l’équipe de l’économie océanique de McInnes Cooper.

1. PL C-69, Loi édictant la Loi sur l’évaluation d’impact et la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie, modifiant la Loi sur la protection de la navigation et apportant des modifications corrélatives à d’autres lois, 1^re sess, 42^e lég, 2018.
2. Loi canadienne sur l’évaluation environnementale, L.C. 2012, c 19, art 52 (« LCEE 2012 »).
3. Loi sur l’évaluation d’impact, soit la Partie I du projet de loi C-69, supra note 1 (« Loi sur l’EI »).
4. Loi sur la Régie canadienne de l’énergie, soit la Partie II du projet de loi C-69, supra note 1 (« LRCE »).
5. Loi sur l’EI, supra note 3, art 22.
6. LCEE 2012, supra note 2, art 19.
7. Loi canadienne sur l’évaluation environnementale, L.C. 1992, c 37 (« LCEE »).
8. DORS/2012-147 (la Liste de projets).
9. Ibid, art 2, 4(1) et annexe, art 10-13.
10. Voir les Guidelines on Plans and Authorizations Required for Development Projects du CNLOPB, août 1995, à 2.3, en ligne : <https://www.cnsopb.ns.ca/sites/default/files/pdfs/plansauthoriazations.pdf>.
11. Respectivement, la Loi de mise en œuvre de l’Accord atlantique Canada – Terre-Neuve-et-Labrador, L.C. 1987, c 3 et les équivalents provinciaux, la Canada-Newfoundland and Labrador Atlantic Accord Implementation Newfoundland and Labrador Act, RSNL 1990, c C-2 (collectivement, la Loi de mise en œuvre); la Loi de mise en œuvre de l’Accord Canada – Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers, L.C. 1988, c 28 et la Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Resources Accord Implementation (Nova Scotia) Act, SNS 1987, c 3 (ensemble, la Loi de mise en œuvre (N.É.)). Toutes les citations dans le présent article sont tirées des versions fédérales.
12. LCEE 2012, supra note 2, art 11.
13. Loi sur la sûreté et la sécurité en matière énergétique, L.C. 2015, c 4, art 41, 51, ajoutant la Loi de mise en œuvre, supra note 11, art 44.1, 138.01; et art 77, 87,  ajoutant la Loi de mise enœuvre (N.É.), supra note 11, art 44.1, 142.02.
14. LCEE 2012, supra note 2, art 15(c).
15. Voir le « Règlement prévoyant une autorité fédérale à titre d’autorité responsable à l’égard de projets désignés : Résumé de l’étude d’impact de la règlementation », (2015) 149:26 Can Gaz, en ligne : <http://gazette.gc.ca/rp-pr/p1/2015/2015-06-27/html/reg5-fra.html>. Au moment de la publication dans la Gazette, le CNLOPB ne semblait pas vouloir assumer le rôle d’« autorité responsable ».
16. CBC News, « Environmental groups perplexed over possible offshore assessment changes » (24 janvier 2018), en ligne : <http://www.cbc.ca/news/canada/nova-scotia/offshore-alliance-protest-nova-scotia-environmental-impact-assessments-1.4501948>.
17. CBC News, « Proposal to retool environmental assessments rattling nerves in Newfoundland’s offshore » (19 juin 2017), en ligne : <http://www.cbc.ca/news/canada/newfoundland-labrador/enironmental-assessment-changes-1.4164484>.
18. Comité d’experts pour l’examen des processus d’évaluation environnementale, « Bâtir un terrain d’entente : une nouvelle vision pour l’évaluation des impacts au Canada » (avril 2017) à 51, en ligne : <https://www.canada.ca/fr/services/environnement/conservation/evaluation/examens-environnementaux/processus-evaluation-environnementale/batir-terrain-entente.html>.
19. Ibid.
20. Gouvernement du Canada, Examen des processus d’évaluation environnementale et réglementaire : Document de travail (juin 2017) à 17, en ligne :<http://publications.gc.ca/collections/collection_2017/rncan-nrcan/M4-157-2017-fra.pdf> (Document de travail).
21. Loi sur l’EI, supra note 3, art 16.
22. Ibid, art 10.
23. Ibid, art 2, autorité fédérale (d), art 109a), annexe 1. L’Agence d’EI a également l’autorité d’indiquer aux offices des hydrocarbures extracôtiers comment s’acquitter de leur propre mandat de règlementation en vertu des Lois de mise en œuvre : voir art 13(2), qui permet à l’Agence d’enjoindre les autorités fédérales d’« entamer des discussions avec le promoteur […] afin que l’autorité fédérale puisse lui préciser les renseignements dont elle pourrait avoir besoin pour exercer ces attributions ».
24. Loi sur l’EI, supra note 3, art 13(1).
25. Ibid, art 16.
26. Ibid, arts 43a.1) et c), ajoutés en vertu des Modification à la Loi sur l’évaluation d’impact (les Modifications), art 5.
27. Ibid, arts 43a) et b).
28. Ibid, art 32b).
29. Ibid, art 39(2).
30. LCEE 2012, supra note 2, art 38
31. Loi sur l’EI, supra note 3, art 36.
32. Le Comité doit remettre son rapport d’EI au ministre au plus tard 600 jours après la nomination par le ministre d’un nombre minimum de membres au Comité : voir la Loi sur l’EI, supra note 3, art 37. Ceci est assujetti aux arrêtés du ministre pour repousser ou devancer le délai (art 37(2)), entre autres choses, ainsi que les 45 jours dont dispose le ministre après la publication de l’avis de début de l’EI pour soumettre l’EI à un comité d’examen (art 36a)), et, sous réserve de prolongements, les 180 jours à partir de la phase de planification jusqu’à la publication de l’avis de début de l’EI par l’Agence d’EI (art 18(1)).
33. Loi sur l’EI, supra note 3, arts 18-20.
34. Ibid, arts 46.1 et 48.1, ajoutés en vertu des Modification, arts 6-7.
35. Ibid, arts 38, 52(2).
36. Ibid, arts 51-53.
37. Comparer la Loi sur l’EI, supra note 3, arts 25-29, sur les EI de l’Agence d’EI, et arts 36-59 sur les examens des comités.
38. Loi sur l’EI, supra note 3, arts 46.1, 48.1, 50b.1), d), ajoutés par suite des Modifications, arts 6-8.
39. Ibid, arts 44 et 47.
40. Ibid, arts 46.1, 48.1, 50b.1), d), ajoutés à la suite des Modifications, arts 6-8.
41. Loi de mise en œuvre (N.É.), supra note 11, art 10(1), créant un comité de cinq membres; Loi de mise en œuvre, supra note 11, art 10(1), créant un comité de sept membres.
42. Loi sur l’EI, supra note 3, arts 46, 48, 51(2)-(3).
43. Document de travail, supra note 20, à 18.
44. Meinhard Doelle et John Sinclair, « Panel Reviews under the Proposed Federal Impact Assessment Act (IAA) », Environmental Law News, Climate Change, EA, Regulation, Governance (4 mars 2018) en ligne : <https://blogs.dal.ca/melaw/2018/03/04/panel-reviews-under-the-proposed-canadian-impact-assessment-act-ciaa/>.
45. Loi sur l’EI, supra note 3, arts 46.1(2), 48.1(2), ajouté par Modifications, arts 6-7.
46. On allègue fréquemment que les Lois de mise en œuvre font appel aux offices des hydrocarbures extracôtiers pour promouvoir ou développer l’activité pétrolière et gazière extracôtière. Il s’agit ici, de l’avis de l’auteur, d’une caractérisation erronée des lois. Les Lois de mise en œuvre ne font pas appel aux offices des hydrocarbures extracôtiers pour promouvoir ou développer l’activité pétrolière et gazière extracôtière. En vertu des Lois de mise en œuvre, les offices des hydrocarbures extracôtiers doivent agir en tenant compte des accords politiques – l’Accord atlantique Canada-Terre-Neuve et l’Accord Canada-Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures (les Accords) : voir Mobil Oil Canada Ltd c. Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers, [1994] 1 RCS 202 à 219. Il est vrai que les objectifs des Accords comprennent, parmi de nombreux autres objectifs, le développement rapide des ressources extracôtières pour le bénéfice du Canada dans son ensemble et les provinces respectives en particulier. Toutefois, les dispositions des Lois de mise en œuvre ont préséance sur toute obligation ou pouvoir prévus dans les Accords qui ne cadrent pas avec les Lois de mise en œuvre : Loi de mise en œuvre (N.É.), art 18(1) et Loi de mise en œuvre, art 17(1). Quoi qu’il en soit, ni les Accords ni les Lois de mise en œuvre ne peuvent raisonnablement être interprétées d’une façon qui exige que les offices accordent la priorité aux approbations de projets sur la responsabilité environnementale. En l’absence de preuves du contraire, les membres d’offices des hydrocarbures extracôtiers, comme toute personne nommée à un comité, devraient avoir droit à la présomption qu’ils s’acquitteront de leurs obligations légales de façon impartiale. Ils ne sont pas plus ni moins partiaux que les membres de comités s’opposant aux hydrocarbures comme sources d’énergie ou qui voient le développement extracôtier comme fondamentalement problématique.
47. Le critère de base est de savoir si un particulier pourrait raisonnablement percevoir une partialité de la part d’un arbitre, et les tribunaux doivent adopter une approche flexible au problème de façon à ce que la norme qui est appliquée varie selon le rôle et la fonction de l’office concerné : voir Newfoundland Telephone Co c. Terre-Neuve (Board of Commissioners of Public Utilities), [1992] 1 RCS 623, à 636 (Newfoundland Telephone).
48. Document de travail, supra note 20, à 7.
49. Ibid, à 19.
50. Ibid, à 18-19.
51. Gouvernement du Canada, Document de consultation sur l’approche relative à la modification de la Liste de projets : Un système d’évaluation d’impact proposé (8 février 2018), en ligne : <https://www.canada.ca/fr/services/environnement/conservation/evaluation/examens-environnementaux/processus-evaluation-environnementale/consultation-approach-projets.html>.
52. Ibid, à 2-3.
53. Loi sur l’EI, supra note 3, art 2, projet désigné, 7, 9, 17, 109b).
54. Ibid, art 109d). Question de savoir si les activités pétrolières et gazières extracôtières constituent des activités concrètes « devant être exercées en vertu d’accords internationaux conclus par le gouvernement du Canada » selon la définition de l’art 109d) de la Loi sur l’EI. L’exploitation pétrolière et gazière extracôtière est un exercice des droits souverains du Canada d’explorer et d’exploiter les ressources naturelles du plateau continental, tel que reconnu dans la Convention de Genève sur le plateau continental, 29 avril 1958, 450 NUST 11, art 2 (en vigueur le 10 juin 1964) et de la Convention des Nations unies sur le droit de la mer, 10 décembre 1982, 1833 NUST 3, art 76 (en vigueur le 16 novembre 1994).
55. Loi sur l’EI, supra note 3, art 115.
56. Liste de projets, supra note 8 à l’annexe, art 10.
57. Loi sur l’EI, supra note 3, arts 92-94.
58. Sarah Mahaney et Daniel Watt, « Canada’s New Ocean Economy: Charting a Course for Good Governance of Emerging Ocean Resources », Canadian Institute of Resources Law, Occasional Paper #61 (septembre 2017), en ligne : <https://www.cirl.ca/files/cirl/charting-a-course-for-good-governance-of-canadas-emerging-ocean-economy.pdf>.
59. LRCE, supra note 4, partie 5.
60. Ibid, art 2, zone extracôtière.
61. Ibid, projet d’énergie renouvelable extracôtière.
62. Marine Renewable-energy Act, SNS 2015, c 37.
63. Mahaney & Watt, supra note 58, à 35-36.
64. Loi sur les opérations pétrolières au Canada, LRC 1985, c O-7.
65. Loi fédérale sur les hydrocarbures, LRC 1985, c 36 (2^e suppl).
66. LRCE, supra note 4, art 298.
67. Ibid, arts 297-298, 301-304.
68. Loi sur l’EI, supra note 3, arts 47(1), 51(3).
69. LRCE, supra note 4, art 299.
70. Liste de projets, supra note 8, à l’annexe, art 2b), (3)b).
71. LRCE, supra note 4, art 298(3).
72. Ressources naturelles Canada, « Rapport sur les plans et les priorités, 2016-2017 » (2016) à 47, en ligne : <http://www.rncan.gc.ca/sites/www.nrcan.gc.ca/files/plansperformancereports/rpp/2016-2017/pdf/NRCan_RPP_2016-17-fra.pdf>.
73. Michael Paunescu, Ressources naturelles Canada, « Marine Renewable Energy: Global and Canadian Overview », présentation à l’atelier IEA-RETD (27 septembre 2012), à 11-12, en ligne : <http://iea-retd.org/wp-content/uploads/2012/10/11-Paunescu-Canada1.pdf>.
74. Document de travail, supra note 20, à 7.