INTRODUCTION

Les sources d’énergie renouvelable extracôtière (« ERE ») — l’énergie éolienne, l’énergie marémotrice et l’énergie tirée des vagues en mer — ont le potentiel de produire des avantages importants pour les quatre provinces du Canada atlantique^[1]. Grâce aux travaux de projets, aux exportations d’énergie propre et au renforcement des chaînes d’approvisionnement extracôtières, l’activité de valorisation de l’ERE peut stimuler une activité économique durable dans une région où la croissance a été historiquement faible. Les avantages de l’ERE ne se limitent pas non plus à l’économie. La transition vers des sources d’ERE peut aider à atteindre les objectifs de carboneutralité et, peut-on espérer, atténuer les effets des changements climatiques qui menacent particulièrement les collectivités côtières : l’élévation du niveau de la mer, l’érosion et les dommages aux écosystèmes océaniques.

Pour reprendre les propos du juge Gerald La Forest, [traduction] « une démarche exhaustive et rationnelle pour le développement^[2] » du secteur de l’ERE dans le Canada atlantique exige une intervention législative fédérale efficace, de préférence en étroite collaboration avec les provinces^[3]. Jusqu’à récemment, le Parlement était absent de l’espace législatif de l’ERE, le laissant aux provinces, dont la capacité de réglementer l’ERE est limitée au territoire provincial^[4]. Mais une transformation est en cours. En août 2019, la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie^[5] (« LRCE »), dont la partie 5 fournit un cadre pour la réglementation des activités de valorisation de l’ERE par le gouvernement fédéral, est entrée en vigueur. Au moment de la rédaction du présent rapport, Ressources naturelles Canada avait déjà entrepris la consultation des intervenants au sujet de l’approche proposée par le Ministère pour l’élaboration du règlement sur l’énergie renouvelable extracôtière (« RERE ») afin de mettre en oeuvre la partie 5^[6].

Les progrès réalisés par le gouvernement fédéral dans l’espace législatif de l’ERE sont prometteurs pour le secteur de l’ERE du Canada atlantique, mais des enjeux clés demeurent sans réponse. Le présent document examine l’état actuel du régime de réglementation fédéral de l’ERE et certains enjeux qui pourraient avoir une incidence sur l’efficacité ultime du régime. Pour mettre les choses en contexte, nous décrirons d’abord brièvement les principales technologies relatives à l’ERE et l’activité dans le secteur de l’ERE du Canada atlantique. Nous décrirons ensuite le cadre juridique et les approches réglementaires disparates adoptés par les provinces de l’Atlantique à ce jour. C’est dans ce contexte que nous examinons et évaluons le nouveau régime fédéral de réglementation de l’ERE en vertu de la partie 5 de la LRCE et du RERE. Enfin, nous cernons certaines lacunes potentielles de la LRCE et nous proposons des solutions.

A) TECHNOLOGIES RELATIVES À L’ERE ET ACTIVITÉ DANS LE CANADA ATLANTIQUE

Pour les besoins du présent document, l’ERE fait référence à trois catégories de sources d’énergie renouvelable qui sont dérivées des eaux marines (c.-à-d. des océans) ou situées dans ces eaux, soit l’énergie éolienne en mer, l’énergie marémotrice et l’énergie tirée des vagues. La section suivante résume ces catégories et leur occurrence dans le Canada atlantique.

i. Énergie éolienne en mer

L’énergie éolienne en mer est une technologie commerciale établie, utilisée en Europe depuis trois décennies^[7]. À l’instar des parcs éoliens terrestres, les parcs éoliens en mer utilisent les vents pour activer des turbines afin de produire de l’électricité. Les turbines utilisées en mer sont essentiellement les mêmes que les turbines terrestres, mais elles sont adaptées aux environnements marins difficiles. Les éoliennes en mer peuvent être installées sur des infrastructures fixées au fond marin ou sur des infrastructures flottantes ancrées en place. Les infrastructures fixes représentent la majeure partie de la capacité installée à l’échelle mondiale^[8]. La technologie de l’infrastructure flottante est en grande partie au stade de développement^[9], mais en 2017, le premier parc éolien flottant à grande échelle au monde, Hywind Écosse, est entré en service^[10]. Les infrastructures flottantes devraient représenter une part croissante des infrastructures à l’avenir^[11].

Les parcs éoliens en mer présentent des avantages uniques. Ceux-ci comprennent : des vents sont plus forts et plus constants (y compris pendant la journée, lorsque la demande est la plus forte), la proximité spatiale des centres de charge côtiers, l’absence de restrictions en matière de hauteur ou de bruit, la concurrence réduite pour l’espace et l’opposition du public réduite^[12]. Ces avantages sont autant de facteurs qui ont incité les fabricants à mettre au point des machines plus grosses, plus efficaces et de plus grande capacité pour les activités extracôtières.

L’implantation de parcs éoliens en mer présente aussi des inconvénients. Les parcs éoliens en mer sont plus coûteux et plus difficiles à construire que les parcs éoliens terrestres. La corrosion et les conditions météorologiques implacables exigent plus d’entretien et écourtent la durée de vie de l’équipement. Les installations sont aussi exposées au risque de collision avec des bâtiments et des icebergs^[13].

Au moment d’écrire ces lignes, il n’y a pas de parcs éoliens en mer dans le Canada atlantique, ni même au Canada. Cependant, on a proposé l’implantation de parcs éoliens dans des sites au large de chaque province de l’Atlantique^[14].

ii. Énergie marémotrice

Les technologies marémotrices visent à produire de l’électricité en exploitant l’énergie hydrocinétique des courants de marée. Il existe quatre technologies principales : les courants de marée; les barrages de marée; les lagunes de marée et l’énergie marémotrice dynamique.

Elles en sont actuellement aux étapes de la démonstration, précommerciale et, dans le cas de l’énergie marémotrice dynamique, conceptuelle. Brièvement :

• Les générateurs à courant de marée utilisent des turbines sous-marines pour capter l’énergie des courants.
• Les barrages de marée et les lagunes de marée fonctionnent de la même façon que des barrages hydroélectriques. Les barrages de marée sont des barrages qui enclavent des estuaires soumis à l’influence de la marée et laissent l’eau pénétrer dans l’estuaire à la marée montante. Le barrage est fermé à marée haute pour constituer un réservoir d’eau, qui est ensuite libéré par une turbine à marée basse. Une lagune de marée fonctionne selon des principes semblables à ceux d’un barrage, mais implique la construction d’une lagune artificielle plutôt que l’exploitation d’un estuaire existant.
• L’énergie marémotrice dynamique consiste à capter l’énergie des courants de marée qui se déplacent parallèlement au rivage. D’un point de vue purement conceptuel à l’heure actuelle, l’énergie marémotrice dynamique comprend un long barrage en forme de T qui s’étend de façon perpendiculaire à la côte et génère de l’électricité lorsque les courants de marée traversent des turbines intégrées à la structure^[15].

Contrairement à l’énergie éolienne, l’énergie marémotrice est régulière et largement prévisible. Elle est particulièrement prometteuse pour le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Écosse, dont les frontières respectives s’étendent probablement jusqu’à la baie de Fundy. On estime que le potentiel théorique d’énergie marémotrice de la baie de Fundy peut atteindre une puissance de 60 000 MW, dont 2 400 MW peuvent être exploités sans que cela entraîne de répercussions importantes sur le milieu marin^[16].

À ce jour, l’activité marémotrice dans le Canada atlantique s’est limitée à la Nouvelle-Écosse. Le barrage en eau vive d’Annapolis Royal a cessé ses activités en 2019 et sera déclassé^[17], mais diverses technologies marémotrices ont été mises à l’essai ou sont en cours au site d’essai sur l’énergie marémotrice du Fundy Ocean Research Center for Energy (FORCE) dans le passage Minas^[18]. Marine Renewables Canada a récemment décrit l’activité marémotrice en Nouvelle-Écosse comme suit^[19] :

[Traduction]

À l’heure actuelle, environ 30 MW d’électricité renouvelable sont autorisés et en cours de développement. Chez FORCE, DP Energy développera son projet d’énergie marémotrice Uisce Tapa, un projet de 9 MW financé à hauteur de 29,7 millions de dollars par le gouvernement du Canada dans le cadre de son Programme des énergies renouvelables émergentes (PERE). Plus récemment, Sustainable Marine a reçu 28,5 millions de dollars par l’entremise du PERE pour produire jusqu’à 9 MW sur le site de FORCE au moyen de sa technologie d’énergie marémotrice flottante en eau vive PLAT-I, et BigMoon Power a remporté un appel d’offres pour l’occupation du poste vacant de FORCE. En plus de ces projets de plus grande envergure, un certain nombre de petits projets sont en cours dans d’autres régions de la baie de Fundy. En effet, Nova Innovation, Jupiter Hydro et New Energy Corporation se sont tous vu délivrer des permis.

Bien que le secteur n’ait pas connu une croissance aussi rapide que prévu, la technologie demeure prometteuse. Comme le souligne Marine Renewables Canada, [traduction] « la modélisation suggère que les taux de croissance observés dans le secteur de l’énergie éolienne extracôtière ces 20 dernières années seront reproduits dans le secteur de l’énergie tirée des vagues et des marées de 2030 à 2050^[20] ».

iii. Technologie houlomotrice

Les technologies houlomotrices génèrent de l’électricité à partir du mouvement de surface ou des fluctuations de la pression sous-marine causées par l’action des vagues. Diverses technologies houlomotrices font l’objet d’essais et d’examens aux étapes de la démonstration et de la conception. Le Canada, riche d’un long littoral, pourrait profiter de la commercialisation de la technologie houlomotrice. Certains estiment le potentiel exploitable de l’énergie tirée des vagues au Canada à 16 000 MW^[21].

La Colombie-Britannique est actuellement l’épicentre de la recherche et du développement sur l’énergie tirée des vagues au Canada, où plusieurs projets de recherche sont en cours. Le Canada atlantique présente aussi un potentiel important d’énergie tirée des vagues^[22], mais aucun projet de ce genre n’est actif sur la côte Est.

B) QUESTIONS DE COMPÉTENCE ET RÉGLEMENTATION PROVINCIALE DE L’ERE EN VIGUEUR

L’incursion fédérale naissante dans la réglementation de l’ERE ne peut être évaluée de manière efficace sans comprendre les principes constitutionnels qui compliquent cet écheveau législatif, et sans tenir compte de l’état actuel des efforts provinciaux dans ce domaine. Comme le souligne le juge La Forest, [traduction] « la coopération fédérale-provinciale sera requise, à de nombreuses occasions, pour entreprendre une démarche exhaustive et rationnelle pour le développement des ressources hydriques^[23] ». L’élaboration d’une réglementation « exhaustive et rationnelle » de l’ERE représente justement l’une de ces occasions.

i. Cadre constitutionnel – Division des pouvoirs et questions relatives à la frontière

Une exposition complète des enjeux relatifs aux compétences et des questions relatives aux frontières maritimes non réglées dans le Canada atlantique dépasse la portée du présent document^[24]. Voici un résumé des questions pertinentes.

Compétence législative fédérale et propriété

La majeure partie du pouvoir législatif sur les aspects de l’ERE en mer relève du Parlement. Le pouvoir résiduaire du Parlement « de faire des lois pour la paix, l’ordre et le bon gouvernement du Canada, relativement à toutes les matières ne tombant pas dans les catégories de sujets par la présente loi exclusivement assignés aux législatures des provinces », revêt une importance cruciale en ce qui concerne l’ERE^[25]. Cette disposition confère au Parlement le pouvoir de réglementer les activités pétrolières et gazières extracôtières au-delà du territoire provincial^[26], et elle s’appliquera de la même façon à toute activité de valorisation de l’ERE dans ces régions.

De plus, le Parlement a compétence exclusive sur les catégories de sujets liés aux océans énumérés à l’article 91. L’article 91 confère au Parlement le pouvoir sur les catégories de sujets suivantes : « Les amarques, les bouées, les phares et l’île de Sable »; « La navigation et les bâtiments ou navires »; « Les pêcheries des côtes de la mer et de l’intérieur »; et « Les passages d’eau (ferries) entre une province et tout pays britannique ou étranger, ou entre deux provinces^[27] ». Parmi celles-ci, les pouvoirs sur la navigation et les pêcheries sont particulièrement importants en ce qui concerne les activités de valorisation de l’ERE.

Le pouvoir fédéral est également pertinent en ce qui concerne la réglementation des lignes de transport transfrontalières et des exportations d’énergie. Le Parlement peut légiférer en ce qui concerne les sujets « expressément exceptés » des pouvoirs conférés exclusivement aux provinces^[28], tandis que le pouvoir des provinces de réglementer « les travaux et entreprises d’une nature locale » exclut expressément les travaux et entreprises d’une nature internationale ou interprovinciale^[29]. Le Parlement a également le pouvoir, par déclaration, d’exempter de la compétence provinciale des entreprises situées entièrement à l’intérieur d’une province, au motif que cette exemption est « pour l’avantage général du Canada » ou à l’avantage de deux provinces ou plus^[30].

Il convient également de souligner que les droits de propriété et les quasi-droits de propriété du Canada en tant qu’état côtier sur l’océan et le fond marin adjacent au-delà de ses eaux intérieures relèvent du droit international^[31]. Étant donné que le droit international ne reconnaît généralement pas les sous-unités politiques des états fédéraux^[32], les droits sur les ressources océaniques et les fonds marins concédés par le droit international relèvent du gouvernement fédéral^[33]. Ainsi, la Loi sur les océans prévoit que les droits relatifs au fond marin et au sous-sol des eaux intérieures et de la mer territoriale du Canada sont dévolus à la Couronne fédérale, sauf s’ils sont situés à l’intérieur d’une province^[34]. De même, tous les droits sur le fond marin ou le sous-sol de la zone économique exclusive et sur le plateau continental sont dévolus à la Couronne fédérale^[35].

Outre la réglementation propre à l’ERE en vertu de la partie 5 de la LRCE, certaines lois fédérales s’appliqueront aux projets d’ERE. Certaines lois fédérales ne s’appliqueront qu’aux projets d’ERE situés à l’extérieur du territoire provincial. Par exemple, le Règlement sur les activités concrètes^[36] prévoit que les activités liées à certains projets éoliens et hydroélectriques au large des côtes qui se déroulent dans des « zones extracôtières » (définies par renvoi à la LRCE comme étant les zones à l’extérieur d’une province)^[37] sont assujetties à la Loi sur l’évaluation d’impact^[38] (« LEI »).

Dans d’autres cas, les exigences réglementaires en vertu des lois fédérales qui l’emportent s’appliqueront aux projets d’ERE, même s’ils sont situés dans des zones marines provinciales. Par exemple, les exigences en matière de réglementation et de délivrance de permis en vertu des lois fédérales suivantes (entre autres) s’ajouteront aux exigences provinciales applicables aux projets d’ERE situés sur le territoire provincial^[39] : Loi sur les eaux navigables canadiennes^[40]; Loi de 2001 sur la marine marchande du Canada^[41]; Loi sur les pêches^[42]; Loi sur les espèces en péril^[43]; Loi de 1994 sur la Convention concernant les oiseaux migrateurs^[44] et la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)^[45].

Compétence législative provinciale et propriété

Il est clair que les provinces ont des pouvoirs sur les principaux aspects terrestres de l’ERE, y compris la réglementation de l’électricité à l’intérieur des limites de leur territoire. De plus, lorsque les frontières des provinces de l’Atlantique s’étendent aux zones marines, elles contrôlent le fond marin et ont compétence sur les projets d’ERE situés dans ces zones.

L’autorité provinciale sur les sujets législatifs suivants est pertinente pour l’ERE, à savoir la gestion et la vente des terres publiques appartenant à la province, les travaux et entreprises d’une nature locale, la propriété et les droits civils, et toutes les questions de nature purement locale ou privée^[46]. Ces pouvoirs sont particulièrement pertinents pour les aspects terrestres de l’ERE, comme la construction et l’exploitation d’une infrastructure à terre, le raccordement de l’ERE aux réseaux électriques provinciaux, la réglementation des accords d’achat d’électricité et des services publics dans la province, la réglementation environnementale et la réglementation du travail et de l’emploi.

L’article 92A est également pertinent puisqu’il confère le pouvoir exclusif d’adopter des lois dans les domaines suivants : « aménagement, conservation et gestion des emplacements et des installations de la province destinés à la production d’énergie électrique^[47] ». Les provinces des titres de propriété à l’égard de terres et de ressources et ne peuvent adopter des lois qu’« à l’intérieur » des limites de leurs territoires respectifs^[48]. Le pouvoir conféré par l’article 92A est essentiel à la capacité d’une province de réglementer les projets d’ERE dans les zones marines à l’intérieur du territoire de la province.

Il est donc malheureux que les frontières marines des provinces de l’Atlantique soient, dans certains cas, incertaines^[49]. La règle générale est que le « royaume », par conséquent, le territoire d’une province, se termine à la laisse de basse mer, à moins que le Parlement ne l’ait expressément étendu^[50]. Il existe toutefois certaines exceptions applicables à cette règle. Premièrement, en common law, les eaux intérieures, comme celles des ports, des baies ou d’autres eaux situées « entre deux bras de terre » (inter fauces terrae), font partie du comté adjacent, et donc de la province^[51]. Dans la mesure où un projet d’ERE est situé dans ces eaux intérieures, il est relativement clair que la province concernée contrôle le fond marin et peut légiférer à l’égard des projets d’ERE qui y sont situés.

Une deuxième exception se présente lorsque les limites d’une province avant la Confédération ont été définies de manière à englober les zones marines au-delà de la laisse de basse mer et à l’extérieur de la zone inter fauces terrae. Ces limites ont été fixées au moment de l’union, et les terres, les mines et les minéraux qui en faisaient partie qui appartenaient à la province au moment de l’union ont continué de lui appartenir^[52]. Il s’ensuit dans ces cas que la province est propriétaire du fond marin et, en vertu de l’alinéa 92A(1)c) de la Loi constitutionnelle de 1867, aura compétence sur les projets d’ERE dans ces zones.

Comme M. Doelle et ses collègues l’ont fait remarquer, les provinces de l’Atlantique n’ont pas encore réglé leurs revendications historiques concernant diverses zones marines, y compris la compétence antérieure à la Confédération sur les mers territoriales de trois milles marins^[53]. Il est important de noter que le Nouveau-Brunswick et la Nouvelle-Écosse prétendent depuis longtemps que leurs frontières d’avant la Confédération s’étendent jusqu’au milieu de la baie de Fundy, tandis que le Nouveau-Brunswick peut prétendre partager la baie des Chaleurs avec le Québec^[54]. Mais le bien-fondé de ces prétentions n’a pas été, à la connaissance des auteurs, clairement reconnues par la Couronne fédérale^[55]. Les limites précises du territoire marin des provinces de l’Atlantique et, par conséquent, l’étendue de leur compétence principale sur les projets d’ERE demeurent incertaines.

ii. Approches provinciales existantes à l’égard de l’ERE

La LRCE et d’autres lois fédérales s’appliqueront dans les zones marines contiguës aux zones marines provinciales et régiront certains aspects des projets d’ERE situés dans les zones marines provinciales. À ce jour, seule la Nouvelle-Écosse a adopté des lois propres à l’ERE. T.-N.-L., le N.-B. et l’Î.-P.-É. ont des paniers d’énergies et des priorités stratégiques différents, mais pourraient emboîter le pas et se doter d’une réglementation propre à l’ERE à mesure que les technologies progressent. Un examen détaillé de la façon dont la législation sur l’énergie des provinces de l’Atlantique s’applique à l’ERE dépasse la portée du présent document. La section qui suit donne un aperçu des approches provinciales actuelles en matière d’ERE.

Nouveau-Brunswick

La production d’énergie du Nouveau-Brunswick provient d’une proportion à peu près égale des énergies renouvelables, du nucléaire et des combustibles fossiles. Entre les énergies renouvelables et l’énergie nucléaire, environ 70 % de l’électricité de la province provient de sources non émettrices. L’hydroélectricité représente la majeure partie de la production d’énergie renouvelable, suivie de l’énergie tirée du vent et de la biomasse. En plus de produire de l’électricité pour la consommation intérieure, le Nouveau-Brunswick produit environ les trois quarts de l’électricité de l’Î.-P.-É^[56].

La Loi sur l’électricité^[57] du N.-B. ne traite pas expressément de l’ERE et la province a généralement adopté une approche prudente à cet égard. En 2007, le ministère des Ressources naturelles a élaboré une politique provisoire sur la répartition des terres de la Couronne à l’appui de la recherche sur l’énergie marémotrice, qui a été remplacée en 2011 par la politique sur l’Attribution de terres de la Couronne pour des projets de conversion de l’énergie marémotrice d’eau vive^[58]. Comme le suggère le titre, la politique se limite aux exigences relatives au mode de tenue pour les projets d’énergie marémotrice. Elle exclut expressément toute application aux projets d’énergie tirée des vagues ou d’énergie éolienne en mer^[59]. La politique du N.-B. sur l’Allocation de terres de la Couronne à la production d’énergie éolienne ne s’applique pas aux terres de la Couronne submergées^[60]. De même, la politique du N.-B. sur les terres submergées de la Couronne exclut expressément le développement de projets d’énergie tirée des vagues, éolienne et marémotrice^[61].

Terre-Neuve-et-Labrador

Terre-Neuve-et-Labrador est le troisième producteur d’énergie hydroélectrique en importance au Canada et un important exportateur d’électricité. En 2018, T.-N.-L. a produit environ 96 % de sa production d’énergie totale à partir de sources renouvelables, la grande majorité étant de l’hydroélectricité et une petite partie de l’énergie éolienne^[62].

La Electrical Power Control Act, 1994^[63] de Terre-Neuve-et-Labrador ne traite pas expressément de l’ERE. En décembre 2021, le gouvernement de Terre-Neuve-et-Labrador a publié un plan, le Renewable Energy Plan^[64], qui décrit sa planification, sur un horizon de cinq ans, pour exploiter les possibilités offertes par les énergies renouvelables. Il ne semble pas que l’ERE soit une priorité pour la province. Le plan décrit les ressources renouvelables inexploitées de la province en ces termes^[65] :

[Traduction]

Cependant, les données de la province sur l’énergie éolienne montrent qu’il s’agit d’une ressource riche et constante que peu d’administrations peuvent égaler. [Traduction] Elle offre des possibilités de fournir de l’énergie au réseau, d’alimenter les activités d’exploitation pétrolière et gazière au large des côtes et de produire de l’hydrogène et de l’ammoniac verts pour l’exportation. […] De plus, comme la province jouit d’un accès vaste aux océans, certains participants ont soulevé le potentiel que présente l’énergie éolienne en mer pour l’avenir, ainsi que la production d’énergie tirée des vagues/marémotrice à mesure que la technologie devient plus disponible sur le marché et plus économique. [emphase ajoutée]

Le plan exprime l’intention du gouvernement d’examiner et de mettre à jour le cadre réglementaire de la province en vue de faciliter les [traduction] « scénarios prévisibles de développement de l’énergie renouvelable^[66] ».

Il est intéressant de noter que les efforts déployés pour amener le secteur pétrolier et gazier actif au large des côtes de T.-N.-L. à atteindre la carboneutralité, par l’électrification, donnent l’élan pour faciliter la production d’ERE et, en particulier, d’énergie éolienne en mer. Le plan de T.-N.-L. pour les énergies renouvelables indique ce qui suit^[67] :

[Traduction]

Les plates-formes de forage en haute mer pour le pétrole et le gaz de Terre-Neuve-et-Labrador sont principalement alimentées par le gaz naturel, un sous-produit du processus d’extraction du pétrole en mer. […] Pour atteindre son objectif de carboneutralité, une approche multidimensionnelle est envisagée, et celle-ci passe notamment par l’électrification des projets d’énergie renouvelable sur terre ou en mer.

À cet égard, l’association sans but lucratif de l’industrie pétrolière et gazière, Energy Research & Innovation NL, a commandé un projet, financé par le Fonds de réduction des émissions de RNCan, afin d’examiner la pertinence des concepts d’énergie éolienne flottante pour alimenter les installations pétrolières et gazières extracôtières^[68].

Île-du-Prince-Édouard

L’Î.-P.-É. importe environ 75 % de son électricité du N.-B. En ce qui concerne la production sur l’Île, en 2018, les parcs éoliens terrestres ont généré 99,2 % de la production totale, la part restant provenant de la production de pétrole et de diesel pour assurer le service de pointe et d’urgence^[69]. La Electrical Power Act^[70] et la Renewable Energy Act^[71] de la province ne traitent pas expressément de l’ERE.

La Provincial Energy Strategy 2016-2017^[72] de l’Î.-P.-É. propose une stratégie décennale visant à développer la province de façon plus durable et indépendante sur le plan de l’énergie. La stratégie affiche peu d’optimisme quant au potentiel marémoteur de l’Î.-P.-É.^[73] :

[Traduction]

Comme nous l’avons indiqué, même si l’on prévoit une réduction des coûts de l’énergie marémotrice, celle-ci devrait continuer de coûter beaucoup plus cher que d’autres sources d’énergie renouvelable dans un avenir prévisible. Des recherches antérieures avaient laissé entendre que la région du détroit de Northumberland présentait un certain potentiel de ressources pour l’énergie marémotrice. Une analyse plus poussée du potentiel de cette région indique que les courants de marée maximums sont faibles, soit inférieurs à deux noeuds, et bien en deçà du flux de référence de quatre noeuds pour la technologie actuelle. Par conséquent, le gouvernement provincial continuera de surveiller l’évolution du potentiel de l’énergie marémotrice, notamment sur le plan de réductions importantes des coûts. Quoi qu’il en soit, en ce qui concerne les mesures concrètes, il existe d’autres avenues plus rentables qui pourraient être suivies dans les 10 prochaines années.

La stratégie de l’Î.P.É. est nettement plus favorable à l’énergie éolienne qu’à l’énergie marémotrice, tant pour ce qui est de la production destinée à la consommation sur l’île que des possibilités d’exporter de l’énergie éolienne vers le marché de la Nouvelle-Angleterre^[74]. Cependant, la stratégie n’envisage pas de façon distincte l’énergie éolienne en mer comme une source de production potentielle^[75].

Nouvelle-Écosse

Sur le plan de la réglementation de l’ERE, la Nouvelle-Écosse est la première de provinces de l’Atlantique à agir et considère le développement du secteur de l’énergie marémotrice, en particulier, comme une avenue prioritaire. En 2012, la province a publié une stratégie sur l’énergie marine renouvelable, résumée comme suit^[76] :

[Traduction]

La Stratégie comporte trois plans principaux pour donner suite aux initiatives de recherche, de développement et de réglementation qui ont été élaborées pour réaliser la vision de la Nouvelle-Écosse de devenir un chef de file mondial dans le développement de technologies et de systèmes qui produisent de l’électricité à partir de l’océan à un prix concurrentiel et de façon durable du point de vue de l’environnement. L’énergie des vagues et l’énergie éolienne en mer font partie de la stratégie, mais les marées demeurent le point de mire principal, étant donné l’avantage unique de la Nouvelle-Écosse pour le développement et la croissance d’une nouvelle industrie marémotrice.

Dans la foulée de la stratégie susmentionnée, la province a présenté la Marine Renewable-energy Act (« MRA de la N.-É. ») en décembre 2015, laquelle est entrée en vigueur en janvier 2018^[77]. Avant l’entrée en vigueur de la MRA de la N.-É., la mise en valeur de l’ERE en N.-É. se limitait en fait au déploiement de dispositifs d’énergie marémotrice en mer sur le site de FORCE dans la baie de Fundy. La délivrance de permis a été facilitée par le comité permanent de services à guichet unique (One-Window Standing Committee), qui réunit une diversité d’organismes de réglementation fédéraux et provinciaux^[78]. Par son entremise, les promoteurs ont pu avoir accès aux ministères pertinents pour discuter et examiner un projet proposé. Les projets reliés au réseau électrique de la Nova Scotia Power Inc. (« NSPI ») assujettis, entre autres exigences en matière d’interconnexion, au Developmental Tidal Feed-In Tariff (tarifs de rachat garantis pour les projets d’énergie marémotrice) en vertu du Renewable Electricity Regulations^[79].

En vertu de la MRA de la N.-É., les promoteurs n’ont plus besoin de s’inscrire dans les régimes de FORCE ou de tarifs de rachat garantis. Le régime a été élargi des tarifs d’alimentation pour l’énergie marémotrice pour envisager l’autorisation de projets d’énergie tirée des vagues et des [traduction] « vents soufflant au-dessus des eaux marines^[80] ». Les promoteurs doivent détenir une licence ou un permis délivré en vertu de la Loi afin de construire, d’installer ou d’exploiter, dans une zone prioritaire d’énergie marine renouvelable, un générateur, un câble ou tout autre équipement ou structure utilisé ou destiné à être utilisé avec un générateur^[81]. La Loi désigne deux « zones prioritaires » d’énergie marine renouvelable, actuellement situées dans la baie de Fundy et les lacs Bras d’Or du Cap-Breton^[82]. De plus petites « marine renewable-electricity areas » (MREA) (zones de production d’électricité de sources marines renouvelables) sont désignées dans la grande zone prioritaire de la baie de Fundy; à l’heure actuelle, il s’agit des MREA de FORCE, de Digby Gut, de Grand Passage et de Petit Passage^[83]. Les seuls types de « générateurs reliés » (c.-à-d. générateurs produisant de l’électricité à partir de solutions d’ERE pour utilisation ou consommation à terre) dont l’exploitation peut actuellement être autorisée dans chacune de ces MREA sont les convertisseurs d’énergie marémotrice^[84]. Toutefois, la province peut, par règlement, ajouter des technologies supplémentaires dont l’exploitation peut être autorisée dans les MREA^[85]. Les technologies autres que celles de production d’énergie marémotrice peuvent être exploitées en vertu d’un permis, peu importe l’endroit, pourvu qu’elles utilisent des « générateurs non reliés^[86] ». Un programme limité de permis de démonstration d’une capacité allant jusqu’à 10 MW est également accessible, ce qui permet l’exploitation de générateurs reliés d’une capacité nominale jusqu’à 5 MW à l’extérieur des MREA^[87].

Il convient de souligner que les espaces marins revendiqués en vertu de la MRA de la N.-É. reflètent les revendications historiques de la N.-É. à l’égard de zones marines, en particulier sa revendication d’environ la moitié de la baie de Fundy située dans le Canada. La zone prioritaire de Fundy pour l’énergie marine renouvelable (« zone prioritaire de Fundy ») décrite à l’annexe B de la MRA de la N.-É. comme « Fundy Area of Marine Renewable-energy Priority » englobe quelque 7 260 kilomètres carrés de territoire à l’intérieur et autour de la baie de Fundy, jusqu’à sa frontière commune avec le N.-B^[88]. Cependant, l’annexe B exclut expressément de la zone prioritaire de la baie de Fundy [traduction] « tout territoire privé ou domanial ou île provinciale à l’intérieur » des limites décrites à l’annexe B.Étant donné que la revendication historique de la Nouvelle-Écosse n’a pas été réglée par les tribunaux ni entièrement concédée par le Canada^[89], l’application de la MRA de la N.-É. au territoire demeure incertaine.

L’aperçu ci-dessus indique que trois des quatre provinces de l’Atlantique n’ont pas encore élaboré de cadres de réglementation pour l’ERE. Cela ne signifie pas pour autant que l’ERE ne peut pas s’inscrire dans le cadre actuel des lois sur l’énergie de ces provinces. Quoi qu’il en soit, cela ouvre la voie à la collaboration avec le gouvernement fédéral et entre chacune des provinces pour élaborer un système de gestion plus complet. La N.-É., étant à première à agir dans le domaine législatif de l’ERE, dispose de lois qui doivent être appliquées en parallèle et en conjonction avec la LRCE. Toutefois, la ligne qui sépare l’application territoriale de la MRA de la N.-É. et de la LRCE restera floue tant que le Canada et la N.-É. ne prendront pas de mesures pour clarifier cette question.

C) LE RÉGIME FÉDÉRAL EN VERTU DE LA LRCE

En gardant à l’esprit le contexte ci-dessus, la section qui suit porte sur la partie 5 de la LRCE, l’approche de RNCan à l’égard du RERE et l’orientation actuelle du gouvernement fédéral sur le processus d’obtention des droits fonciers pour les sites d’ERE dans les zones marines fédérales.

i. Partie 5 de LRCE

La partie 5 de la LRCE traite de la délivrance de permis pour les projets d’ERE et les lignes extracôtières et, avec le RERE étant en suspens, sera la principale loi régissant les projets d’ERE situés à l’extérieur du territoire provincial. Une description des principaux éléments de la partie 5 suit.

Activité réglementée – Projets d’ERE et lignes extracôtières

Le mécanisme de réglementation fondamental de la partie 5 de la LRCE est l’obligation d’obtenir une autorisation de la Commission de la Régie de l’énergie du Canada (« Régie ») pour les activités liées à des « projets d’énergie renouvelable extracôtière » (« projets d’ERE ») et à des « lignes extracôtières ». Le projet d’ERE englobe non seulement la production à partir de sources d’ERE, mais aussi le stockage, le transport et les travaux de recherche et d’évaluation^[90]. La Loi définit le terme comme suit^[91] :

Projet d’énergie renouvelable extracôtière Toute activité ci-après entreprise dans la zone extracôtière :

a) la recherche ou l’évaluation relative à l’exploitation, réelle ou potentielle, d’une ressource renouvelable à des fins de production d’énergie;

b) l’exploitation d’une ressource renouvelable à des fins de production d’énergie;

c) l’entreposage d’une énergie produite à partir d’une ressource renouvelable;

d) le transport d’une telle énergie, à l’exception du transport de l’électricité vers une province ou à l’étranger

Les lignes extracôtières sont définies comme « Installation construite ou exploitées en vue du transport de l’électricité provenant d’un projet d’énergie renouvelable extracôtière vers une province ou à l’étranger^[92] ».

Application territoriale

Comme il a été mentionné, les projets d’ERE sont ceux qui sont réalisés dans la « zone extracôtière », qui s’entend^[93] :

a) de la partie des eaux intérieures du Canada – ou de la mer territoriale du Canada – qui ne se trouve pas, selon le cas :

(i) dans une province autre que les Territoires du Nord-Ouest,

(ii) dans la région intracôtière, au sens de l’article 2 de la Loi sur les Territoires du Nord-Ouest;

b) du plateau continental du Canada et des eaux surjacentes au fond de ce plateau.

Deux éléments importants ressortent de ce qui précède. Tout d’abord, la LRCE est censée s’appliquer aux projets d’ERE situés dans toute la zone du plateau continental et des eaux surjacentes du Canada. Le Canada a sans aucun doute des droits souverains, en vertu de la Convention des Nations Unies sur le droit de la mer (UNCLOS), d’exploiter « la production d’énergie à partir de l’eau, des courants et des vents » dans les limites de sa zone économique exclusive de 200 MM^[94] (« ZEE »). Toutefois, le Canada a délimité les limites extérieures de son plateau continental dans l’océan Atlantique comme s’étendant au-delà de la limite de 200 MM de la ZEE^[95]. Il n’est pas clair que les droits à l’égard du plateau continental du Canada appuient une revendication de compétence sur l’ERE, particulièrement au-delà de 200 MM, où le Canada ne peut pas se fier à ses droits coextensifs et élargis à l’égard de la ZEE. En ce qui concerne le plateau, le Canada « exerce des droits souverains sur le plateau continental aux fins de son exploration et de l’exploitation de ses ressources naturelles^[96] ». Cependant, l’UNCLOS définit les « ressources naturelles » du plateau comme « les ressources minérales et autres ressources non biologiques des fonds marins et de leur sous-sol, ainsi que les organismes vivants qui appartiennent aux espèces sédentaires^[97] ». Le vent, les vagues et les courants sont des ressources non biologiques de l’espace aérien et de la colonne d’eau, et non des fonds marins ou de leur sous-sol. L’UNCLOS indique clairement que « [l]es droits de l’État côtier sur le plateau continental n’affectent pas le régime juridique des eaux surjacentes ou de l’espace aérien situé au-dessus de ces eaux^[98] ».

Il n’y a donc pas de certitude à savoir si l’ERE figure parmi les ressources naturelles du plateau continental à l’égard duquel le Canada a des droits souverains en vertu de l’UNCLOS. Les éoliennes installées pour alimenter les installations pétrolières et gazières sont probablement visées par les droits du Canada sur le plateau continental, mais la question de savoir si les parcs éoliens autonomes en haute mer sont visés par les droits relatifs au plateau continental est une autre question.

Si l’UNCLOS permet effectivement aux États côtiers d’autoriser l’activité de valorisation de l’ERE sur leur plateau continental au-delà de 200 MM, une autre question est de savoir comment le régime international de redevances de l’UNCLOS s’appliquera à toute activité de production d’ERE subséquente. Le paragraphe 82(1) de l’UNCLOS prévoit que « [l]’État côtier acquitte des contributions en espèces ou en nature au titre de l’exploitation des ressources non biologiques du plateau continental au-delà de 200 milles marins des lignes de base […]^[99] ». Il semble clair que le régime de redevances envisage la production de  ressources minérales à partir des fonds marins et de leur sous-sol. La production d’ERE ne s’inscrit pas parfaitement dans ce schéma.

Les questions ci-dessus resteront probablement hypothétiques pendant un certain temps encore, mais si les parcs éoliens en haute mer deviennent réalité, il faudra peut-être les résoudre.

Le deuxième élément est plus immédiat. La LRCE ne délimite pas clairement les zones marines que le Canada prétend être à l’extérieur d’une province et qui sont donc assujetties à la LRCE. Comme il a été mentionné, la « zone extracôtière » comprend la partie des eaux intérieures et de la mer territoriale du Canada « qui ne se trouve pas, selon le cas dans une province autre que les Territoires du Nord-Ouest^[100] ». Mais la LRCE ne précise pas les parties de ces eaux que le Canada considère comme faisant partie d’une province. Comme il a été mentionné ci-dessus, la MRA de la N.É. exclut également [traduction] « toute terre privée ou fédérale » de ses diverses zones marines définies sans délimiter ces zones exclues. Ensemble, les deux lois ne fournissent pas d’orientation claire aux organismes de réglementation sur la frontière entre les zones où ils peuvent exercer leurs pouvoirs d’application respectifs. C’est l’une des principales lacunes des approches de la Nouvelle-Écosse et du gouvernement fédéral jusqu’ici.

Autorisations relatives à l’ERE

Les exigences de la partie 5 en matière de permis ressemblent à celles qui s’appliquent aux activités et aux travaux d’exploitation pétrolière et gazière au large des côtes en vertu de la partie 3 de la législation constitutive de l’Office Canada – Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers^[101] (OCNEHE) et de l’Office Canada – Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers^[102] (OCTNLHE). Une autorisation est requise pour permettre à toute personne d’effectuer des travaux ou des activités dans la zone extracôtière liés à des projets d’ERE ou à des lignes extracôtières^[103]. Une autorisation est également requise pour l’exécution d’un ouvrage ou d’une activité visant la construction, l’exploitation ou l’abandon d’une partie d’une ligne extracôtière située dans une province^[104].

La Commission de la Régie est responsable de la délivrance des autorisations et de la réglementation des projets d’ERE et des lignes extracôtières. Il semble que la LRCE exigera que la Commission délivre une autorisation pour « des activités » projetées relativement à un projet d’énergie renouvelable extracôtière ou à une ligne extracôtière^[105]. Les demandes d’autorisation doivent contenir tous les renseignements sur le projet d’ERE ou de ligne extracôtière qui sont exigés par la Régie ou prescrits par la réglementation. Cela peut comprendre des renseignements sur toute installation, tout équipement, tout système ou tout navire lié au projet ou à la ligne extracôtière^[106]. Les éléments à considérer pertinents énumérés dans LRCE sont les suivantes^[107] :

a) les effets environnementaux, notamment les effets environnementaux cumulatifs;

b) la sécurité des personnes et la protection des biens et de l’environnement;

c) les effets sur la santé et les effets sociaux et économiques, notamment en ce qui a trait à l’interaction du sexe et du genre avec d’autres facteurs identitaires;

d) les intérêts et préoccupations des peuples autochtones du Canada, notamment en ce qui a trait à l’usage que font ces peuples de terres et de ressources à des fins traditionnelles;

e) les effets sur les droits des peuples autochtones du Canada reconnus et confirmés par l’article 35 de la Loi constitutionnelle de 1982;

f ) la mesure dans laquelle les effets du projet ou de la ligne portent atteinte ou contribuent à la capacité du gouvernement du Canada de respecter ses obligations en matière environnementale et ses engagements à l’égard des changements climatiques;

g) les évaluations pertinentes visées aux articles 92, 93 ou 95 de la Loi sur l’évaluation d’impact.

La disposition ci-dessus ne s’applique pas lorsque le projet d’ERE ou la ligne extracôtière se rapporte à un projet désigné faisant l’objet d’une évaluation d’impact en vertu de la LEI. En pareil cas, la Commission doit fonder sa décision uniquement sur le rapport établi en vertu de l’alinéa 51(1)d) de la LEI par la commission d’examen chargée de l’évaluation d’impact^[108].

La LRCE impose des délais à l’intérieur desquels la Commission doit délivrer l’autorisation ou rejeter la demande. La limite est précisée par le commissaire en chef, mais ne peut pas dépasser 300 jours après la présentation d’une demande complète. Les délais sont toutefois assujettis à des exceptions et à des prorogations ministérielles, et il n’y a aucune conséquence législative si la Commission ne respecte pas le délai prescrit^[109]. De plus, lorsque le projet d’ERE ou de ligne extracôtière en cause est un projet désigné qui fait l’objet d’une évaluation d’impact en vertu de la LEI^[110], le délai de 300 jours prévu dans la LRCE est modifié de telle sorte que la Commission doit rendre sa décision dans les sept jours suivant la date à laquelle la décision du ministre concernant l’évaluation d’impact est publiée sur Internet en vertu de l’article 66 de la LEI^[111].

Les autorisations peuvent être délivrées sous réserve d’un large éventail de conditions imposées par la Commission ou prescrites par règlement^[112]. Il peut s’agir de conditions relatives aux approbations, aux dépôts d’argent, à la responsabilité pour les pertes, les dommages, les coûts ou les dépenses liés aux débris, à la réalisation d’études de sécurité ou de programmes ou d’études environnementaux, ainsi qu’à des certificats d’aptitude et aux entités qui peuvent les délivrer^[113]. En l’absence de tout règlement imposant des paramètres à l’exercice du pouvoir discrétionnaire de la Commission, le pouvoir de la Commission d’assortir les autorisations de conditions est très vaste, et il est utilisé à l’occasion par l’OCNEHE et l’OCTNLHE pour combler les lacunes législatives dans la réglementation des activités pétrolières et gazières extracôtières^[114].

Comme il est indiqué ci-dessous, les demandeurs d’autorisation sont également tenus de fournir à la Commission certaines garanties financières concernant leur capacité à assumer la responsabilité des pertes, des dommages et des réclamations associés à l’activité autorisée.

La LRCE permet à la Commission de modifier une autorisation, que ce soit de sa propre initiative ou en réponse à une demande. Les autorisations sont également transférables en présentant une demande à cette fin à la Commission. La modification ou le transfert d’une autorisation permet à la Commission d’imposer des conditions supplémentaires ou des conditions qui remplacent celles auparavant associées à l’autorisation^[115].

Les autorisations peuvent également être suspendues ou révoquées par la Commission, mais seulement si le titulaire en fait la demande ou y consent, ou s’il a contrevenu à une condition de l’autorisation. Dans ce dernier cas, la Commission doit aviser le titulaire de la contravention présumée et lui donner l’occasion d’être entendu^[116].

Responsabilité pour les débris et garanties financières

La LRCE prévoit un régime de responsabilité pour les pertes causées par des « débris » provenant de projets d’ERE et de lignes extracôtières, semblable à celui prévu dans la législation canadienne sur l’exploitation pétrolière et gazière au large des côtes qui s’applique dans les cas de déversements et de production de débris. Débris s’entend ^[117] :

de toute installation, matériel ou système mis en place, dans le cours d’activités devant être autorisées sous le régime de la présente partie, et abandonné sans autorisation accordée sous ce même régime ou toute chose arrachée, larguée ou détachée au cours de ces activités.

Le régime couvre trois catégories de pertes : la perte de la valeur de non-usage, qui ne peut être recouvrée que par une action intentée par la Couronne^[118]; la perte ou les dommages réels et les coûts ou dépenses de la Couronne raisonnablement engagés pour prendre une mesure relativement aux débris^[119]. La LRCE comprend des régimes fondés sur la faute et des régimes de responsabilité absolue. En vertu des dispositions fondées sur la faute, toutes les personnes dont la faute ou négligence desquels la présence de débris est attribuable ou qui sont responsables du fait d’autrui en ce qui a trait à la faute ou à la négligence sont conjointement et solidairement responsables des catégories de pertes^[120]. La LRCE rend également les titulaires d’autorisations conjointement et solidairement responsables des pertes causées par des débris en raison de la faute ou de la négligence des entrepreneurs qu’ils ont retenus^[121].

En vertu des dispositions relatives à la responsabilité absolue, les titulaires d’autorisations pour les travaux ou les activités dont proviennent les débris sont responsables sans preuve de faute ou de négligence, jusqu’à concurrence de la limite de responsabilité applicable^[122]. Les limites de responsabilité sont d’un (1) milliard de dollars pour l’ensemble des travaux ou des activités, sauf dans le cas des travaux ou des activités dans une zone visée à l’alinéa 6(1)a) de la Loi sur la prévention de la pollution des eaux arctiques^[123], auquel cas la limite est le montant par lequel la somme d’un (1) milliard de dollars dépasse le montant prescrit par l’article 9 de cette loi^[124]. Ces limites peuvent être augmentées par règlement à la recommandation du ministre^[125]. Le ministre peut, par arrêté, à la recommandation de la Commission, approuver des montants moins élevés pour une autorisation particulière^[126].

Dans le cadre du régime de responsabilité, les demandeurs doivent fournir certaines garanties financières à la Commission afin d’obtenir une autorisation. Premièrement, le demandeur doit fournir la preuve qu’il dispose de ressources financières suffisantes pour payer un montant déterminé par la Commission. La preuve doit être présentée sous la forme prescrite par règlement ou précisée par la Commission en l’absence de règlement. Au moment d’établir le montant, la Commission n’est pas tenue de tenir compte d’une perte potentielle de valeur de non-usage^[127].

Deuxièmement, les demandeurs doivent fournir une preuve de responsabilité financière d’un montant déterminé par la Commission. La preuve doit être une lettre de crédit, une garantie, un cautionnement ou un autre formulaire jugé satisfaisant par la Régie. L’intention est de donner à la Régie un accès sans restriction à une réserve de fonds à partir de laquelle elle peut ordonner le paiement des réclamations pour pertes attribuables à des débris^[128].

Les deux formes de garanties financières doivent demeurer en place pendant la durée des travaux ou de l’activité à l’égard desquels l’autorisation est délivrée^[129].

Restrictions sur le transfert des projets d’ERE et des lignes extracôtières

En plus du pouvoir de contrôler le transfert des autorisations, la Commission a son mot à dire sur la question de savoir si un titulaire d’autorisation peut disposer de ses droits à l’égard de projets d’ERE et de lignes extracôtières ou en acquérir. Le titulaire de l’autorisation ne peut, sans avoir reçu, par ordonnance, l’approbation de la Commission^[130] :

a) transférer, notamment par vente, tout ou partie de son projet d’énergie renouvelable extracôtière ou de sa ligne extracôtière;

b) acquérir, notamment par achat, tout ou partie d’un projet d’énergie renouvelable extracôtière ou une ligne extracôtière;

c) louer à une tierce partie : (i) tout ou partie de sa ligne extracôtière, (ii) en ce qui a trait à son projet d’énergie renouvelable extracôtière, tout ou partie d’une installation, du matériel ou d’un système;

d) louer d’une tierce partie : (i) tout ou partie d’une ligne extracôtière qui n’est pas visée par son autorisation, (ii) tout ou partie d’une installation, du matériel ou d’un système relatif à un projet d’énergie renouvelable extracôtière qui n’est pas visé par son autorisation;

e) s’il est une compagnie, fusionner avec une autre compagnie.

Les pouvoirs de surveillance susmentionnés sont semblables à ceux accordés à la Commission à l’égard des pipelines en vertu de la partie 3^[131].

Lignes extracôtières – Application des parties 4 et 6

La partie 5 rend applicables aux lignes extracôtières certaines dispositions régissant les lignes interprovinciales et internationales de transport d’électricité en vertu de la partie 4, comme si chaque renvoi aux lignes internationales ou interprovinciales de transport d’électricité dans ces dispositions faisait référence aux lignes extracôtières et aux permis ou certificats faisaient référence aux autorisations^[132]. Il s’agit notamment :

• de l’interdiction prévue à l’art. 272. de construire une ligne extracôtière qui passe sur ou sous une installation ou au-dessus ou le long de celle-ci, sauf en conformité avec un permis visé à l’article 248 ou un certificat délivré en vertu de l’art. 262;
• de l’interdiction prévue à l’art. 273 de construire une installation au-dessus, au-dessous ou le long d’une ligne internationale ou interprovinciale ou d’exercer une activité qui occasionne le remuement du sol dans la zone visée par règlement, sauf si la construction ou l’activité est autorisée par les ordonnances ou règlements pris en vertu de l’article 275 et est effectuée en conformité avec ceux-ci.;
• du pouvoir de la Commission en vertu de l’art. 274, par ordonnance, aux conditions qu’elle juge indiquées, donner instruction au titulaire d’un permis ou d’un certificat délivré à l’égard de la ligne d’en changer le tracé si elle est d’avis que cette mesure s’impose pour faciliter la construction, la reconstruction ou le déplacement d’une installation;
• du vaste pouvoir de la Commission en vertu de l’art. 275 de donner des instructions, par ordonnance, concernant des lignes extracôtières, y compris le pouvoir conféré par l’art. 276 de prévoir, dans de telles ordonnances, de procéder à des remuements du sol;
• d’appliquer l’art. 292 traitant des infractions et peines.

De même, la LRCE rend applicable à toute partie d’une ligne extracôtière située dans une province certaines dispositions de la partie 6 qui permettent à une entreprise exploitant (ou ayant l’intention d’exploiter) une ligne extracôtière qui se trouve dans une province d’obtenir l’accès à des terres, ainsi que les exigences d’indemnisation qui en découlent^[133]. Comme nous l’expliquons plus loin, la LRCE ne traite pas, cependant, de la façon dont les promoteurs de projets d’ERE peuvent obtenir des droits sur le fond marin dans la zone extracôtière aux fins de l’implantation des projets d’ERE.

Interaction avec la Loi sur l’évaluation d’impact

Le processus d’autorisation de la LRCE concernant les projets d’ERE et les lignes extracôtières est intégré aux processus d’évaluation d’impact en vertu de la LEI^[134]. Comme il est indiqué ci-dessus, si le projet d’ERE ou de lignes extracôtières est un « projet désigné » assujetti à une évaluation d’impact en vertu de la LEI, certaines règles de la LRCE relatives aux autorisations et aux délais sont modifiées. Conformément au Règlement sur les activités concrètes pris en vertu de la LEI, les « projets désignés » suivants aux fins des évaluations de la LEI^[135] :

42 La construction, l’exploitation, la désaffectation et la fermeture, selon le cas :

[…]

b) d’une nouvelle installation de production d’énergie hydrolienne d’une capacité de production de 15 MW ou plus;

c) d’une nouvelle installation de production d’énergie marémotrice autre qu’une installation de production d’énergie hydrolienne.

43 L’agrandissement d’une installation ci-après qui, selon le cas :

[…]

b) s’agissant d’une installation existante de production d’énergie hydrolienne, entraînerait une augmentation de la capacité de production de 50 % ou plus et porterait sa capacité de production totale à 15 MW ou plus;

c) s’agissant d’une installation existante de production d’énergie marémotrice autre qu’une installation de production d’énergie hydrolienne entraînerait une augmentation de la capacité de production de 50 % ou plus.

44 La construction, l’exploitation, la désaffectation et la fermeture, dans une zone extracôtière ou dans des eaux limitrophes, d’une nouvelle installation de production d’énergie éolienne qui comprend dix éoliennes ou plus.

45 L’agrandissement, dans une zone extracôtière ou dans des eaux limitrophes, d’une installation existante de production d’énergie éolienne qui entraînerait une augmentation de la capacité de production de 50 % ou plus et qui porterait le nombre d’éoliennes comprises dans l’installation à dix ou plus.

En vertu de la LEI, tous les projets réglementés en vertu de la LRCE sont assujettis à une évaluation obligatoire par une commission d’examen plutôt que par l’Agence d’évaluation d’impact^[136]. Lorsqu’une demande présentée en vertu de la partie 5 porte sur un projet d’ERE ou sur une ligne extracôtière visés par les dispositions ci-dessus, la Commission est tenue d’approuver ou de rejeter la demande connexe en se fondant uniquement sur le rapport de la commission d’examen publié en vertu de la LEI et les délais de la LRCE sont modifiés^[137]. Pour les demandes relatives à des projets qui ne sont pas énumérés ci-dessus, la Commission doit tenir compte des facteurs précis énumérés à l’art. 298(3) de la LRCE, reproduit ci-dessus, avant d’approuver ou de refuser une autorisation^[138].

Participation et consultation des Autochtones

La LRCE reconnaît les droits des peuples autochtones du Canada en vertu de l’article 35 de la Loi constitutionnelle de 1982^[139] et incorpore ces droits dans la loi^[140]. Le présent document ne présente pas d’examen détaillé de la façon dont les droits ancestraux et issus de traités et les intérêts des collectivités autochtones en général sont pris en compte dans le régime d’ERE au Canada atlantique. Pourtant, il ne fait aucun doute que les collectivités autochtones du Canada atlantique doivent jouer un rôle actif dans le développement de l’ERE dans la région. Non seulement il existe une réelle possibilité qu’en vertu de l’article 35 de la Loi constitutionnelle de 1982 que les collectivités autochtones doivent être consultées et bénéficier de mesures d’accommodement si ces droits risquent d’être touchés négativement par un projet d’ERE^[141], mais la LRCE elle-même exige la participation des Autochtones au développement de l’ERE. Par exemple, un membre du conseil d’administration de la Régie et un commissaire à temps plein doivent être des Autochtones^[142]; un comité consultatif de la Régie est établi dans le but d’accroître la participation des peuples autochtones du Canada et des organisations autochtones à l’égard de diverses questions; y compris les projets d’ERE^[143]. Par ailleurs, lorsqu’il s’agit de déterminer s’il y a lieu de délivrer une autorisation pour des projets d’ERE, la Commission doit tenir compte du savoir autochtone qui lui a été communiqué et tenir compte des intérêts et des préoccupations des peuples autochtones et de leurs droits en vertu de l’article 35^[144].

En plus de la mobilisation prévue dans la LRCE ou les processus de réglementation provinciaux, il est également essentiel que les collectivités autochtones dont les droits ou les intérêts peuvent être touchés par les activités de valorisation de l’ERE participent aux processus plus vastes de planification et de gestion de l’utilisation des océans. Comme nous le verrons plus loin, ceux-ci comprendraient des évaluations régionales et stratégiques en vertu de la LEI ou des lois provinciales sur l’évaluation environnementale, ou de plans de gestion intégrée en vertu de la Loi sur les océans.

La participation des peuples autochtones au développement de l’ERE n’est pas nécessairement limitée aux collectivités autochtones au Canada. La définition des « peuples autochtones du Canada^[145] » de la LRCE est liée au sens donné par la définition de « peuples autochtones du Canada » au paragraphe 35(2) de la Loi constitutionnelle de 1982^[146]. Dans R c Desautel, la Cour suprême du Canada a reconnu que les groupes se trouvant à l’extérieur du Canada peuvent être des peuples autochtones du Canada aux fins de l’art. 35^[147]. Il est concevable que les peuples autochtones de l’extérieur du Canada puissent également avoir des droits en ce qui concerne la consultation et l’accommodement relativement à des projets d’ERE dans le Canada atlantique. Cette question peut s’avérer particulièrement pertinente pour les projets d’ERE près des frontières américaines, comme la baie Passamaquoddy dans la baie de Fundy.

Règlement sur l’ERE

La partie 5 présente le cadre du processus d’autorisation et les exigences connexes. L’essentiel de ce qui sera exigé des promoteurs de projets d’ERE et de lignes extracôtières autorisés en ce qui concerne les questions techniques, de sécurité, environnementales et opérationnelles sera éventuellement établi dans les règlements. À cet égard, le gouverneur en conseil peut prendre des règlements^[148] :

a) concernant, à des fins de sécurité, de sûreté et de protection de l’environnement, les activités liées aux projets d’énergie renouvelable extracôtière ou aux lignes extracôtières;

b) concernant les conditions [des autorisations] prévues au paragraphe 298(9);

c) interdisant, dans des circonstances données, l’introduction de toute substance, catégorie de substance ou forme d’énergie dans l’environnement;

d) régissant la création, la tenue, la conservation et la communication de dossiers;

e) régissant un arbitrage visé au paragraphe 309(2), y compris les frais connexes ou liés à celui-ci;

f ) concernant toute autre question visée par la présente partie, à l’exception des circonstances visées au paragraphe 298(6).

Comme il est indiqué ci-dessous, RNCan, au moment de la rédaction du présent rapport, travaille à l’élaboration du RERE qui étoffera le cadre de réglementation. Jusqu’à l’entrée en vigueur du RERE, beaucoup de détails seront laissés à la discrétion de la Régie ou de la Commission. Voici certains des principaux domaines laissés à la discrétion de la CER ou de la Commission en l’absence de règlements : la Régie peut déterminer le contenu d’une demande d’autorisation de projet d’ERE^[149]; la Régie peut assortir l’autorisation de conditions, y compris prescrire des approbations, des dépôts de garantie et de responsabilité pour dommages causés par des débris, des études ou des programmes de sécurité et de protection de l’environnement, et des certificats d’aptitude^[150]; elle peut fixer le montant payable aux demandeurs, ainsi que les modalités de paiement, à partir des fonds disponibles en vertu de la lettre de crédit ou de toute autre garantie déposée par le titulaire de l’autorisation^[151].

Il reste à voir si le pouvoir discrétionnaire de la Régie et de la Commission dans les domaines susmentionnés sera assujetti à la réglementation.

ii. Initiative du Règlement sur les énergies renouvelables extracôtières (RERE)

RNCan, avec le soutien de la Régie, dirige actuellement une initiative visant à élaborer un règlement sur la protection de l’environnement et la sécurité, le RERE, qui sera appliqué à l’exploration, à la construction, à l’exploitation et au déclassement des projets d’ERE et aux lignes extracôtières et pris en vertu de la LRCE^[152]. Dans le cadre de la phase 1 de l’initiative, RNCan a publié un document de travail énonçant son approche proposée à l’égard du RERE^[153]. Un autre document résumant les commentaires des intervenants découlant de la mobilisation de la phase 1 a également été publié^[154]. La phase 2, qui est en cours au moment de la rédaction, aboutira à la publication d’un autre rapport de mobilisation, traitant plus en détail des exigences techniques proposées par RNCan^[155]. RNCan a indiqué qu’il accepterait les commentaires sur les exigences proposées jusqu’au 21 février 2022. RNCan a l’intention de publier au préalable le RERE proposé dans la Partie 1 de la Gazette du Canada en 2023^[156].

La vision actuelle de RNCan pour le RERE suivra généralement les phases du cycle de vie d’un projet d’ERE^[157], réparties en cinq parties résumées ci-dessous^[158].

Exigences générales – La première partie portera sur les tâches et les responsabilités générales des exploitants de projets d’ERE qui s’appliqueront tout au long du cycle de vie du projet. Dans cette section, RNCan envisage d’inclure des exigences relatives à ce qui suit : l’élaboration et la mise en oeuvre de systèmes de gestion pour traiter des questions de sûreté, de sécurité, de fiabilité et d’environnement; les fonctions générales de l’exploitant; la conformité aux plans de gestion et leur mise à jour régulière; la conformité aux conditions des certificats d’aptitude; la surveillance de la conformité par le personnel; les opérations de soutien; les zones de sécurité; les systèmes d’évacuation; les obligations générales en matière de rapports d’incident; la tenue de dossiers et l’accessibilité des documents^[159].

Travaux ou activités d’évaluation du site – Cette section porterait sur les travaux d’évaluation du site comme les levés, l’échantillonnage et l’essai géotechniques, l’installation, l’exploitation et le déclassement de l’équipement de mesure comme les mâts et les bouées. RNCan envisage de préciser dans cette section les renseignements sur l’évaluation du site qui doivent être inclus dans les demandes d’autorisation aux fins des travaux d’évaluation du site. Les demandeurs devront faire approuver par la Régie un plan de sécurité, un plan de protection de l’environnement et un plan de gestion des urgences avant d’entreprendre tout travail ou toute activité d’évaluation du site. Cette section comprend également les exigences proposées pour la certification des navires, des installations d’atterrissage d’aéronefs et de l’équipement utilisé dans le cadre de ces activités^[160].

Transport, construction, installation et mise en service – Cette section énoncera les exigences relatives aux activités après l’évaluation du site et menant à l’exploitation du projet. Elle se veut applicable à tous les volets du projet prévu, y compris aux dispositifs de production d’électricité, aux sous-structures et aux fondations, aux plates-formes de service électrique, aux sous-stations, aux câbles interréseaux et d’exportation, et à toute autre structure auxiliaire installée en permanence. Cette section portera sur ce qui suit :

• les exigences de conception des installations, équipements et systèmes du projet (en ce qui concerne l’intégrité structurelle, la sécurité du personnel, la sûreté, la fiabilité et la protection de l’environnement);
• les renseignements et les plans à fournir pour appuyer une demande d’autorisation de transport, de construction, d’installation ou de mise en service d’une installation d’ERE, y compris toute approbation ultérieure requise;
• les exigences spécifiques relatives aux travaux ou activités de fabrication, de transport, d’installation et de mise en service;
• le processus d’obtention d’un certificat de conformité pour les installations ERE et les équipements et systèmes associés pertinents.

Certaines des exigences spécifiques envisagées comprennent : la sécurité, la protection de l’environnement et les plans de gestion des urgences; les programmes d’assurance de la qualité; les exigences de conception; les approbations pour les rapports de conception des installations, les rapports de fiabilité des installations, les rapports de fabrication et de construction; les procédures et les dispositions concernant les certificats d’aptitude et les autorités de certification^[161].

Exploitation et entretien – Cette section porte sur les travaux ou activités d’exploitation et d’entretien, y compris la surveillance, l’inspection et la réparation et le maintien du certificat de conformité. Cette section exigera une auto-inspection, une surveillance continue, des réparations conformément à un programme approuvé et un entretien périodique. Elle établit le contenu requis pour les demandes d’autorisation et les approbations de suivi. Parmi les exigences spécifiques, notons les suivants : les plans de sécurité, de protection de l’environnement, de gestion des urgences et de gestion de l’intégrité, ainsi que les obligations de l’autorité de certification à l’égard de la validité continue du certificat d’aptitude de l’installation^[162].

Déclassement, remise en service et prolongation de la durée de vie – la dernière section traitera des travaux ou des activités de déclassement, de remise en service et de prolongation de la durée de vie. Comme pour les sections précédentes portant sur les autres étapes du cycle de vie, cette section comprendra les exigences relatives au contenu des demandes d’autorisation et d’approbation de suivi. Des plans de protection de l’environnement et de gestion des urgences de sécurité seront également requis. Un plan de déclassement et d’abandon définitif sera également requis^[163].

Il y a certains domaines dont le RERE proposé ne traite pas. Tout d’abord, il ne semble pas que le RERE contienne des détails sur la forme de preuve des ressources financières que les demandeurs doivent fournir. Comme il a été mentionné précédemment, en ce qui concerne le régime de responsabilité pour les dommages causés par les débris, la LRCE exige que les demandeurs fournissent la preuve qu’ils disposent des ressources financières nécessaires pour payer un montant déterminé par la Commission^[164]. Cette section envisage que la forme de la preuve soit « prévue par règlement » ou, « en l’absence de règlement », précisée par la Régie^[165]. Un règlement semblable est envisagé pour préciser les montants, les catégories de demandeurs, ainsi que la forme et les modalités de paiement des fonds affectés par les promoteurs pour permettre à la Régie de répondre aux demandes d’indemnité relatives à des débris^[166]. Si ces questions ne sont pas abordées dans le RERE ou, plus probablement, dans des règlements distincts, elles seront laissées à la discrétion de la Régie.

Deuxièmement, et plus important encore, il y a l’approche proposée par le gouvernement fédéral pour le régime foncier dans le cadre duquel les promoteurs obtiendront les autorisations d’utiliser les fonds marins fédéraux pour des projets d’ERE. RNCan a indiqué que le régime foncier relèvera de la compétence de Services publics et Approvisionnement Canada (« SPAC ») en vertu de la Loi sur les immeubles fédéraux et les biens réels fédéraux^[167] (« Loi sur les IFBRF »). Cette question est examinée plus en détail ci-dessous.

Bien entendu, le contenu et la structure définitifs du RERE proposé peuvent être modifiés à la suite de la rétroaction du public et de la publication dans la Gazette du Canada. La réglementation des questions décrites ci-dessus sera donc largement soumise à la discrétion de la Commission et de la Régie jusqu’en 2024, au plus tôt^[168]. Sur le plan pratique, il semble peu probable qu’un projet d’ERE dans une zone de responsabilité fédérale progresse dans le processus d’autorisation avant que le RERE qui encadre ce processus n’entre en vigueur.

iii. Régime foncier

La Régie et le RERE proposé, comme il a été mentionné ci-dessus, n’incluent aucun processus relatif à la tenue par lequel les promoteurs peuvent obtenir des autorisations pour utiliser les fonds marins fédéraux. RNCan explique ce qui suit ^[169] :

Pour les promoteurs d’énergies renouvelables souhaitant demander une autorisation d’utilisation des fonds marins fédéraux, une demande doit être soumise à SPAC, qui exigera au minimum que les promoteurs présentent : une analyse de rentabilisation et le profil de l’entreprise; une description détaillée du projet; des croquis d’avant-projet; et un calendrier provisoire du projet. Ils peuvent également devoir fournir :

1. des détails sur tout registre de consultations et/ou d’accommodements convenus avec les communautés des Premières Nations, entrepris conformément aux droits potentiels ou établis des Autochtones ou aux droits issus de traités reconnus et confirmés en vertu de l’article 35 de la Loi constitutionnelle de 1982;

2. un registre des consultations avec tous les intervenants potentiellement concernés, y compris les provinces, les territoires et les municipalités adjacents, les autres utilisateurs des fonds marins visés et ceux qui peuvent avoir un intérêt dans ces fonds marins;

3. un registre des consultations avec les provinces adjacentes qui pourraient avoir une revendication sur les mêmes fonds marins en vue d’obtenir leur collaboration.

Une négociation directe avec SPAC pour l’autorisation liée aux fonds marins peut être possible. Toutefois, dans le cas où SPAC détermine que la négociation directe n’est pas appropriée, afin de garantir l’équité et la transparence, un processus d’appel d’offres ou de demande de propositions sera lancé.

Les promoteurs de projets d’ERE qui désirent exploiter des projets dans des zones de responsabilité fédérale devront donc communiquer avec SPAC en vertu de la Loi sur les IFBRF. Un examen de la Loi sur les IFBRF dépasse la portée du présent document. Pour les besoins du présent document, quelques éléments méritent tout de même d’être soulignés. Tout d’abord, il n’est pas clair que la Loi sur les IFBRF s’applique aux terres situées au Canada, mais à l’extérieur d’une province. « Bien réel fédéral » Bien réel appartenant à Sa Majesté ou dont elle a le pouvoir de disposer^[170]. » Toutefois, le terme « biens réels » s’entend des biens « [d]ans une province autre que le Québec et à l’étranger^[171] ». Selon ses termes, la définition de « bien réel fédéral » semble donc inclure les terres situées dans une province et les terres situées à l’extérieur du Canada, mais pas les terres situées à l’intérieur du Canada, mais à l’extérieur d’une province. Il est important de signaler que ce dernier cas de figure inclurait toutes les terres de la mer territoriale qui se trouvent à l’extérieur d’une province, car ces terres font partie, au sens de la Loi sur les océans, du Canada^[172]. Il est probable que la Loi sur les IFBRF devait s’appliquer à toutes les terres fédérales situées à l’intérieur ou à l’extérieur du Canada, mais la question demeure.

Deuxièmement, et dans tous les cas, la Loi sur les IFBRF et son règlement^[173] traitent des règles et des processus d’acquisition, d’administration et d’aliénation des biens réels et des immeubles par le gouvernement fédéral. La législation ne contient aucune disposition portant spécifiquement sur l’ERE ou les fonds marins fédéraux. La Loi sur les IFBRF et ses règlements fournissent peu de conseils aux promoteurs de projets d’ERE.

Troisièmement, le processus d’autorisation relatif aux fonds marins décrit ci-dessus est particulièrement détaillé. SPAC n’a pas encore publié d’orientation à l’intention des promoteurs de projets d’ERE au sujet du processus, des formulaires de demande, des attentes à l’égard des demandeurs en matière d’information et de consultation, ou des délais probables d’obtention des autorisations.

Quatrièmement, le processus décrit ci-dessus ne permet pas de déterminer clairement si SPAC lancera un appel d’offres ou une demande de propositions relativement à des zones marines particulières, s’il laissera la désignation des zones marines aux promoteurs de projets d’ERE, ou s’il optera pour un mélange des deux. Comme le développement du secteur de l’ERE dans le Canada atlantique en est aux premières étapes, il semble probable que SPAC négociera directement avec les promoteurs de projets d’ERE à court terme. Toutefois, à mesure que l’industrie prendra de l’expansion, l’accès aux fonds marins pourrait devenir plus concurrentiel, ce qui justifierait le lancement d’un processus d’appel d’offres ou de demande de propositions.

Enfin, la question la plus fondamentale est l’intention apparente de séparer le processus d’obtention des droits fonciers sur les fonds marins des autres exigences réglementaires du projet d’ERE qui sont enchâssées centralement dans la LRCE.

D) DÉMARCHE EXHAUSTIVE ET RATIONNELLE POUR LE DÉVELOPPEMENT DE L’ERE : QUESTIONS EN SUSPENS

Le régime foncier pour l’ERE de la LRCE est un développement bienvenu pour le secteur de l’ERE dans le Canada atlantique, et il facilitera éventuellement le progrès des activités liées à l’ERE dans les zones marines à l’extérieur du territoire provincial. Cependant, la discussion ci-dessus indique qu’il reste plusieurs questions à régler qui entravent l’établissement d’un régime de réglementation qui facilitera une démarche intégrale et rationnelle pour le développement du secteur de l’ERE dans le Canada atlantique. La discussion suivante met en évidence certains de ces obstacles potentiels.

i. Questions relatives au régime foncier et aux frontières marines

La capacité d’acquérir des droits sur des fonds marins adéquats est une exigence clé du développement de l’industrie de l’ERE. La LRCE ne traite pas du régime foncier et la Régie n’est pas responsable de cet élément crucial de la réglementation. Du point de vue du promoteur, le transfert du régime foncier à un ministère distinct, comme SPAC, de la réglementation des travaux et des activités de valorisation de l’ERE relevant de la compétence de la Régie, comme le suggère le plan de RNCan^[174], n’est pas une approche idéale.

Une approche à deux volets accroît la complexité de la réglementation et le nombre de ministères et d’organismes de réglementation avec lesquels les promoteurs de projets d’ERE devront interagir. L’ERE, comme une grande partie des ressources extracôtières, est déjà assujettie à un fardeau réglementaire complexe et multidimensionnel^[175]. La création d’une approche à deux volets lors de l’élaboration d’un nouveau régime de réglementation semble manquer de vision, à moins que le gouvernement fédéral ne prévoie qu’un cadre de réglementation fédéral-provincial global sera négocié à l’avenir.

Le régime applicable aux hydrocarbures extracôtiers en vertu des lois de mise en oeuvre des accords de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve-et-Labrador offre un précédent en ce qui concerne l’attribution du régime foncier et de la responsabilité réglementaire du cycle de vie à un seul organisme de réglementation principal. L’OCNEHE et l’OCTNLHE ont le pouvoir d’octroyer des titres à l’égard de toute partie des zones extracôtières qu’ils réglementent^[176]. Il serait probablement préférable d’adopter une approche semblable dans le cadre de la LRCE.

Toutefois, si la modification de la LRCE pour donner à la Régie le pouvoir d’autoriser l’utilisation des fonds marins fédéraux n’est pas considérée comme une option pour le gouvernement fédéral, le fardeau réglementaire peut être atténué par des mesures appropriées. En supposant que SPAC demeure le ministère responsable du processus d’autorisation relatif aux fonds marins, il devrait élaborer et rendre publiques des lignes directrices détaillées ou d’autres directives au sujet du processus d’autorisation pour les promoteurs de projets d’ERE. Cela devrait comprendre des renseignements sur les formulaires requis, une description claire des attentes de SPAC en matière d’information et de consultation, ainsi que des délais raisonnables pour la prise de décisions. Dans la mesure où les exigences peuvent chevaucher celles d’autres ministères et organismes fédéraux, comme la Régie ou l’Agence d’évaluation d’impact, SPAC devrait conclure des protocoles d’entente avec ces entités pour définir les rôles et les responsabilités en matière de partage de l’information et réduire le chevauchement dans la mesure du possible.

Aux premières étapes de l’activité de valorisation de l’ERE dans les zones marines fédérales, il semble logique de permettre aux promoteurs de négocier directement avec SPAC l’utilisation des zones marines convoitées. À mesure que s’accroît la concurrence, il conviendrait de mettre en place un processus d’appel d’offres ou de demande de propositions assorti de règles claires. Dans les deux cas, une orientation claire sur le processus devrait être mise à la disposition des promoteurs, et de préférence, du public.

Enfin, l’une des questions importantes pour le régime de tenure foncière est l’incertitude continue entourant les revendications potentiellement concurrentes des gouvernements fédéral et provinciaux à l’égard des zones marines, notamment dans la baie de Fundy, mais aussi dans d’autres régions. Le document de travail de RNCan fait allusion à cette question en indiquant que SPAC exigera des promoteurs qu’ils fournissent « un registre des consultations avec les provinces adjacentes qui pourraient avoir une revendication sur les mêmes fonds marins en vue d’obtenir leur collaboration ». Les promoteurs de projets d’ERE — et leurs investisseurs ou bailleurs de fonds — exigeront un certain degré de certitude quant à la protection des droits sur les fonds marins. La possibilité que des revendications concurrentes surgissent à un moment donné pendant le processus d’autorisation relatif aux fonds marins crée beaucoup d’incertitude, car de telles revendications entraîneraient probablement des retards ou, en fin de compte, empêcheraient d’obtenir des droits sur la zone contestée. Il est peu probable que les promoteurs accueilleront favorablement le fait d’être relégués à un rôle d’intermédiaire initial entre les gouvernements fédéral et provinciaux à l’égard de telles revendications.

Comme M. Doelle et ses collègues l’ont fait remarquer, la délimitation des frontières fédérales-provinciales dans les zones marines de l’Atlantique, que ce soit par la confrontation, par règlement ou une approche coopérative, serait particulièrement utile pour la réglementation de l’industrie de l’ERE^[177]. Il serait idéal de parvenir à un règlement sur la question des frontières marines entre le gouvernement fédéral et les quatre provinces de l’Atlantique. Quoi qu’il en soit, il n’est pas nécessaire de régler complètement et définitivement les revendications gouvernementales concurrentes concernant les zones marines du Canada atlantique pour éliminer l’incertitude qu’elles créent sur le plan de la réglementation des projets d’ERE. La gestion conjointe « sous toutes réserves » des ressources pétrolières et gazières extracôtières par les gouvernements fédéral et provinciaux en vertu des lois de mise en oeuvre^[178] est un exemple d’approche législative qui permet de résoudre efficacement les différends relatifs aux limites de la compétence et de créer une certitude pour les entités réglementées sans pour autant régler les revendications entre les gouvernements.

ii. Réduction de la complexité grâce à la gestion conjointe

Les projets d’ERE seront inévitablement assujettis à un éventail d’exigences réglementaires de divers organismes de réglementation, y compris la Régie, Transports Canada, Pêches et Océans Canada et l’Agence d’évaluation d’impact. Les projets dans les régions réglementées par le gouvernement fédéral comportant des lignes de transport ou des installations dans les territoires provinciaux seront également soumis à l’examen des organismes de réglementation provinciaux. L’incertitude entourant les limites marines accroît la complexité, tandis que les promoteurs de projets d’ERE devront également composer avec un système de réglementation différent pour les projets situés dans des zones assujetties à la MRA de la N.-É. Les autres provinces de l’Atlantique pourraient, en fin de compte, créer chacune des régimes de réglementation des projets d’ERE, qui pourraient être incompatibles. Pareil résultat ne faciliterait en rien le développement du secteur de l’ERE dans la région^[179].

Comme nous l’avons fait valoir ailleurs, il y a de solides arguments selon lesquels la gestion conjointe fédérale-provinciale de l’ERE, réalisée par voie de négociation politique plutôt que par l’application stricte de principes constitutionnels, représente le mode de gestion de l’ERE le plus efficace, le mieux avisé, le plus juste et le plus adapté^[180]. Un effort conjoint fédéral-provincial semblable à celui déployer pour le régime applicable aux hydrocarbures extracôtiers constituerait une solution optimale pour régler les questions et les problèmes frontaliers découlant de régimes fédéraux et provinciaux concurrents et qui se chevauchent.

D’autres avantages pourraient être obtenus en misant sur une approche de gestion conjointe, y compris l’uniformité de la réglementation. Si l’ensemble ou une partie des provinces de l’Atlantique et le gouvernement fédéral pouvaient s’entendre, la gestion conjointe pourrait assurer l’uniformité de la réglementation dans l’ensemble des eaux du Canada atlantique et d’éviter des règlements concurrents et possiblement incohérents. Comme nous l’avons dit ailleurs^[181] :

[Traduction]

Un fondement législatif fédéral pour la réglementation limite la capacité des provinces côtières et leur habitude occasionnelle d’adopter des régimes de réglementation qui diffèrent des régimes provinciaux voisins et qui peuvent être incompatibles avec eux. La primauté du gouvernement fédéral peut imposer une certaine uniformité réglementaire dans l’ensemble des eaux du Canada atlantique. La stabilité réglementaire est attrayante pour l’industrie et peut accroître la confiance du public, puisque les règles de l’industrie ne changent pas constamment. Une contrainte imposée par le gouvernement fédéral pourrait aider à éviter un nivellement par le bas entre les provinces côtières qui se disputent les investissements dans les ressources océaniques. Le régime d’exploitation du pétrole et du gaz extracôtiers de Terre-Neuve-et-Labrador et de la Nouvelle-Écosse en est un bon exemple, car il est fondé sur le même système d’octroi de droits et le même droit opérationnel régissant toutes les activités pétrolières et gazières dans les terres et les eaux domaniales réglementées par le gouvernement fédéral.

Du point de vue fédéral, il semble que la partie 5 de la LRCE et les travaux de RNCan sur le RERE n’excluent pas une approche éventuelle de gestion conjointe. RNCan a confirmé l’ouverture du gouvernement fédéral à la gestion conjointe^[182] :

Les règlements pris en vertu de la Loi sur la Régie s’appliqueront aux projets d’EER dans les zones extracôtières du Canada. Toutefois, compte tenu de l’historique de collaboration fédérale-provinciale dans la gestion conjointe des ressources énergétiques en mer (par exemple, les lois établissant les offices des hydrocarbures extracôtiers Canada – Nouvelle-Écosse et Canada – Terre-Neuve-et-Labrador), ce travail n’empêche pas le Canada et les provinces intéressées d’explorer des approches de gestion conjointe pour les projets d’EER à l’avenir. Tout éventuel régime fédéral-provincial de gestion conjointe des énergies extracôtières renouvelables devra également être assorti de règlements en matière de sécurité et de protection de l’environnement. Par conséquent, ces règlements élaborés dans le cadre de la Loi sur la Régie pourraient servir de base à des règlements similaires dans le cadre de futurs régimes potentiels de gestion conjointe de l’énergie extracôtière.

Les positions respectives des provinces de l’Atlantique sont moins claires. Au moment d’écrire ces lignes, rien n’indique que ces gouvernements cherchent une solution de gestion de type « conjointe ».

iii. Retombées provinciales de l’ERE dans le domaine fédéral

L’une des lacunes de l’approche fédérale à l’égard de l’ERE dans le cadre de la LRCE, du moins d’un point de vue provincial, est l’absence de dispositions exigeant que les retombées de l’activité de valorisation de l’ERE profitent aux provinces adjacentes. Cela contraste avec le régime applicable aux hydrocarbures extracôtiers. Dans ce contexte, le gouvernement fédéral a concédé que la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador devraient recevoir des recettes fiscales provenant de la production extracôtière et être les principaux bénéficiaires de l’emploi et de l’activité industrielle extracôtière.

En vertu des lois de mise en oeuvre des accords, les avantages découlant de l’exploitation des ressources extracôtières et des activités connexes reviennent aux provinces respectives de deux façons. Premièrement, les lois fiscales provinciales sur le pétrole et le gaz, qui fixent les redevances, les intérêts et les pénalités, s’appliquent effectivement aux zones extracôtières comme si le pétrole était produit à partir de régions situées dans les provinces^[183]. Il se peut que les régimes de type « redevance » ne soient pas facilement applicables au contexte de l’ERE, mais on peut soutenir que les provinces devraient néanmoins avoir la responsabilité et le contrôle des recettes tirées des activités de valorisation de l’ERE par l’entremise des instruments fiscaux provinciaux.

Un mécanisme plus approprié pour transférer les retombées de l’activité de valorisation de l’ERE aux provinces est l’exigence, en vertu des lois de mise en oeuvre des accords, que les promoteurs soumettent de « plans de retombées », et obtiennent leur approbation, comme condition d’exploitation en zone extracôtière^[184]. Un plan de retombées est^[185] :

le plan comportant comme objectif le recours à la main-d’oeuvre canadienne, et plus particulièrement, terre-neuvienne, et, sous réserve de l’alinéa (3)d), la juste possibilité pour les industriels, les conseillers, les entrepreneurs et les sociétés de services établis dans la province et ailleurs au Canada de participer, dans des conditions de libre concurrence, à la fourniture des biens et services nécessités par les activités en cause.

En vertu des lois de mise en oeuvre des accords, les offices des hydrocarbures extracôtiers doivent approuver les plans de retombées économiques comme condition préalable à la délivrance des autorisations de travail et à l’approbation des plans de développement^[186]. Le plan de retombées contient des dispositions visant à garantir^[187] :

a) que son auteur — personne morale ou autre organisme — établisse dans la province une instance décisionnelle avant le début des activités extracôtières;

b) que, en harmonie avec la Charte canadienne des droits et libertés, la main-d’oeuvre locale ait priorité de formation et d’embauche dans le programme de travail visé et que toute convention collective conclue entre l’auteur et un syndicat sur les conditions de travail dans la zone extracôtière comporte des dispositions compatibles avec le présent alinéa;

c) que des crédits soient affectés dans la province à la recherche-développement, à l’enseignement et à la formation;

d) que priorité soit donnée aux biens et services provinciaux s’ils se comparent, en situation de libre concurrence, à ceux des autres marchés notamment quant au prix, à la qualité et aux conditions de fourniture.

Il n’y a aucune raison évidente pour laquelle l’entente fédérale voulant que les provinces soient les bénéficiaires des activités industrielles extracôtières, et des emplois qu’elles créent, ne devrait pas également s’appliquer au régime relatif à l’ERE^[188].

Bien entendu, tout régime visant à garantir que les provinces adjacentes bénéficient des emplois créés et des retombées industrielles de l’activité de valorisation de l’ERE devrait être conçu avec soin, de manière à ce que les obligations imposées aux promoteurs n’étouffent pas l’activité dans l’industrie naissante. Cela s’appliquerait particulièrement aux technologies nouvelles et émergentes, comme l’énergie marémotrice et l’énergie des vagues.

Si une ou plusieurs provinces de l’Atlantique cherchent à élaborer un régime de gestion conjointe de l’ERE avec le gouvernement fédéral, les lois de mise en oeuvre constitueraient probablement un précédent pour la négociation, et les plans de retombées pourraient donc figurer à l’ordre du jour. En l’absence d’un régime conjoint ou de pressions importantes de la part des gouvernements provinciaux, il est difficile d’imaginer que le gouvernement fédéral modifie à titre gratuit la LRCE pour y inclure un régime de retombées en faveur des provinces.

iv. Outils généraux de planification et de gestion – Concilier des intérêts divergents

L’un des défis d’une réglementation efficace des ressources océaniques est de veiller à ce que des activités humaines différentes et parfois conflictuelles soient planifiées et équilibrées de manière efficace, tout en protégeant le milieu marin. Ce n’est pas une tâche facile. Une pléthore d’intervenants feront valoir des intérêts à l’égard des zones marines où des installations d’ERE peuvent être construites et exploitées. Il faut tenir compte de l’interaction entre les activités de valorisation de l’ERE et d’autres utilisations océaniques concurrentes valables, y compris la pêche, l’aquaculture, l’exploitation extracôtière du pétrole et du gaz, le transport maritime et les activités récréatives. Toutefois, la multitude d’utilisations potentiellement concurrentes des océans devrait non seulement être perçue comme un obstacle que l’industrie de l’ERE et ses organismes de réglementation doivent surmonter, mais aussi comme une occasion à saisir. Comme l’a fait remarquer Marine Renewables Canada, des études ont révélé que l’ERE peut [traduction] « fournir une solution concurrentielle sur le plan des coûts pour les industries océaniques qui ont besoin d’un accès constant et fiable à une énergie propre sans lien avec les réseaux électriques terrestres […]. Cela comprend les secteurs océaniques traditionnels comme le transport maritime, l’exploitation extracôtière du pétrole et du gaz, les pêches et les ports^[189]. » Une planification minutieuse de la co-localisation des projets d’ERE et d’autres activités industrielles océaniques pourrait apporter des avantages réels sur le plan de l’optimisation de l’utilisation de l’espace océanique.

Outre les activités humaines, il faut aussi tenir compte des impératifs de conservation concurrents. Ces dernières années, le gouvernement fédéral a désigné un certain nombre de zones de protection marine (ZPM) en vertu de la Loi sur les océans, y compris le chenal Laurentien^[190], le Banc-des-Américains^[191], Tuvaijuittuq^[192] et les ZPM du banc de Sainte-Anne.^[193] Ces efforts et d’autres efforts de conservation marine doivent également être soigneusement planifiés et équilibrés avec les activités d’exploitation durable des ressources océaniques. Bien que l’exploitation extracôtière puisse constituer une menace pour la biodiversité océanique, la production d’ERE peut également atténuer les effets des changements climatiques et, par conséquent, réduire les effets néfastes des changements climatiques sur les écosystèmes océaniques^[194]. Les risques propres à chaque projet doivent donc être évalués dans un contexte élargi.

Un système de réglementation véritablement efficace permettra d’équilibrer de façon juste et efficiente les impératifs parfois conflictuels d’une activité économique durable (impliquant une variété d’industries parfois en concurrence) et d’autres impératifs liés à l’utilisation et à la conservation des océans. De plus, il doit être en mesure de le faire dans le cadre juridictionnel complexe et incertain de la zone extracôtière. Il semble improbable que les organismes de réglementation chargés de prendre les décisions d’approbation des projets d’ERE — que ce soit la Régie ou la province — puissent le faire sans s’appuyer sur des outils de planification et de gestion des océans plus vastes. Comme d’autres l’ont suggéré dans le contexte de l’énergie marémotrice en Nouvelle-Écosse, il faut [traduction] « un horizon politique large et un processus de planification intégré, ainsi qu’un processus de réglementation juste et efficace pour mettre en oeuvre les résultats qu’ils produisent^[195] ». D’un point de vue régional plus large, les processus de politique et de planification supposeraient idéalement une collaboration entre les provinces de l’Atlantique et le gouvernement fédéral.

Compte tenu des complexités au niveau des différents secteurs de compétence, l’élaboration de processus intégrés de planification et de gestion sur une base intergouvernementale semble un défi de taille. N’empêche, certains outils peuvent faciliter la démarche. Par exemple, les évaluations stratégiques ou les évaluations régionales des activités de valorisation de l’ERE dans le Canada atlantique^[196] pourraient être utiles à des fins de planification et faciliter la réalisation d’éventuelles évaluations et approbations de projets. Comme l’ont fait remarquer les professeurs Doelle et Sinclair^[197] :

[Traduction]

Parmi les principaux avantages, mentionnons la capacité d’aborder des enjeux stratégiques plus vastes, de tenir compte de l’interaction entre un éventail d’activités passées, actuelles et futures, d’améliorer la prise en compte des solutions de rechange et des effets cumulatifs, de simplifier les évaluations au niveau du projet et d’attirer de meilleurs projets grâce à une plus grande clarté sur les types de projets souhaités.

Un autre outil est l’élaboration de plans de gestion intégrés pour les régions océaniques en vertu de la Loi sur les océans. La Loi sur les océans enjoint au ministre des Pêches et des Océans de diriger l’élaboration de plans de gestion intégrée des océans du Canada. Selon l’article 31^[198] :

31 Le ministre, en collaboration avec d’autres ministres et organismes fédéraux, les gouvernements provinciaux et territoriaux et les organisations autochtones, les collectivités côtières et les autres personnes de droit public et de droit privé intéressées, y compris celles constituées dans le cadre d’accords sur des revendications territoriales, dirige et favorise l’élaboration et la mise en oeuvre de plans pour la gestion intégrée de toutes les activités ou mesures qui s’exercent ou qui ont un effet dans les estuaires et les eaux côtières et marines faisant partie du Canada ou sur lesquelles le droit international reconnaît à celui-ci des droits souverains.

Pêches et Océans Canada (« MPO ») explique sa vision de la gestion intégrée comme suit^[199] :

La notion de gestion intégrée implique la planification et la gestion globales des activités humaines afin de minimiser les conflits entre les utilisateurs, une approche coopérative qui ne peut être imposée à qui que ce soit et un processus de planification souple et transparent qui respecte les divisions existantes au sein de l’autorité constitutionnelle et ministérielle et qui n’abroge ni ne déroge aux droits Autochtones existants ou issus de traités.

L’approche de gestion intégrée du MPO reconnaît la nécessité d’inclure les autorités provinciales et autochtones, les industries océaniques touchées et les collectivités côtières dans le processus de gestion^[200]. S’ils sont bien conçus et mis en oeuvre, les plans de gestion intégrée peuvent constituer une tribune précieuse pour la planification, la gestion et la résolution possible des conflits de priorités et des utilisations des océans.

À cet égard, l’élaboration continue du Plan régional pour les océans – Plate-forme néo-écossaise, côte atlantique, baie de Fundy, qui a commencé après l’achèvement en 2012 de l’Initiative de gestion intégrée de l’est de la plate-forme néo-écossaise (GIEPNE), pourrait se révéler utile pour la réglementation de l’ERE^[201]. Ce Plan régional pour les océans englobe l’ensemble de la baie de Fundy, la côte atlantique au large de la Nouvelle-Écosse jusqu’à la limite extérieure de la mer territoriale, et la plate-forme néo-écossaise au large jusqu’à la limite extérieure de la ZEE^[202]. Il envisage expressément les activités de valorisation de l’ERE, en indiquant ce qui suit^[203] :

La zone de planification de la baie de Fundy a concentré les tentatives d’exploitation de l’énergie marémotrice renouvelable. Il y a actuellement une centrale marémotrice dans la baie. Du côté de la baie appartenant à la Nouvelle-Écosse, sept sites ont été jugés intéressants pour une éventuelle installation de turbines marémotrices dans les cours d’eau, et huit autres ont été repérés du côté appartenant au Nouveau-Brunswick. Les turbines dans les cours d’eau sont encore en phase de test. Il a été déterminé que d’autres parties de la biorégion présentaient un fort potentiel pour l’énergie éolienne et l’énergie des vagues. À mesure que l’intérêt pour ce secteur croîtra, il sera essentiel d’assurer la coordination entre ce secteur et les autres, ainsi que de prendre en compte les impacts environnementaux de tout projet de développement des énergies renouvelables.

Ce plan, qui comprend la gestion des océans (y compris la planification spatiale marine), l’élaboration et la gestion des ZPM, ainsi que la collaboration et la mobilisation, pourrait faire partie d’un système de gestion plus vaste pour la planification de l’utilisation des océans dans la région concernée. Des plans semblables, comme le Plan de gestion intégrée du golfe du Saint-Laurent^[204] et le plan de gestion de la zone étendue de gestion de l’océan de la baie Placentia et des Grands Bancs^[205], pourraient aussi être utilisés.

Le résultat est que la LRCE, ou tout éventuel programme fédéral-provincial de gestion de l’ERE, sera plus efficace dans la mesure où des outils plus vastes de planification et de gestion des océans seront mis à profit. De tels outils devraient mobiliser les organismes de réglementation fédéraux et provinciaux pertinents, les industries de la mise en valeur de l’ERE et des océans, ainsi que les collectivités côtières autochtones et non autochtones. Des évaluations stratégiques et régionales réfléchies et des plans de gestion intégrés peuvent offrir ce genre d’outils.

CONCLUSION

Le développement continu du secteur de l’ERE au Canada atlantique ne dépend pas uniquement d’un régime de réglementation efficace. Des facteurs économiques, comme le prix et l’accès aux marchés, seront notamment des facteurs déterminants. Néanmoins, un régime de réglementation complet et efficace est une condition nécessaire, sinon suffisante, au succès de la mise en valeur de l’ERE dans cette région. À cet égard, les progrès réalisés dans le cadre du régime de réglementation fédéral de l’ERE en vertu de la partie 5 de la LRCE sont prometteurs. Le peaufinent éventuel du RERE devrait contribuer à faciliter l’activité de valorisation de l’ERE, et de l’énergie éolienne en mer en particulier, dans l’ensemble de la région. Toutefois, comme le présent document l’a montré, il reste plusieurs occasions importantes d’améliorer le cadre réglementaire de l’ERE. L’incertitude qui persiste au sujet des frontières marines des provinces de l’Atlantique, et donc des limites de compétence, constitue un obstacle permanent que les deux ordres de gouvernement devront surmonter. Cette question pourrait être réglée au moyen d’un ou de plusieurs régimes de gestion conjointe fédérale-provinciale. Un tel régime contribuerait également à réduire au minimum la complexité et l’incohérence de la réglementation dans cette région. Des mécanismes officiels de réglementation visant à garantir que les emplois créés les activités de valorisation de l’ERE et les retombées industrielles connexes profitent à la province adjacente seraient également bienvenus. Le fait de confier la responsabilité du régime foncier fédéral à un ministère distinct, plutôt qu’à la Régie en vertu de la LRCE, risque de créer des complications inutiles. Enfin, tout régime — qu’il soit uniquement de ressort fédéral en vertu de la LRCE ou fondé sur une gestion conjointe — bénéficierait de l’utilisation d’outils de gouvernance plus vastes, comme les évaluations régionales ou stratégiques et l’élaboration continue de plans de gestion intégrée en vertu de la Loi sur les océans. Une collaboration en vue de régler ces questions e contribuerait grandement à une démarche exhaustive et rationnelle pour la mise en valeur de l’ERE dans le Canada atlantique.

 

* M. Watt est associé et chef de l’équipe de l’économie des océans au bureau de McInnes Cooper d’Halifax. Mme Westin est avocate au bureau de McInnes Cooper de Moncton.

1. À savoir le Nouveau-Brunswick, la Nouvelle-Écosse, l’Île-du-Prince-Édouard et Terre-Neuve-et-Labrador.
2. Gérard V La Forest, Water Law in Canada : The Atlantic Provinces (Ottawa : Ministère de l’Expansion économique régionale, 1973 à la p (« La Forest »).
3. Voir Meinhard Doelle et al, « The Regulation of Tidal Energy Development Off Nova Scotia: Navigating Foggy Waters » (2006) 55 UNBLJ 27 aux pp 34–41 (« Tidal Energy »); Voir aussi Sara Mahaney et Daniel Watt, « Canada’s New Ocean Economy: Charting a Course for Good Governance of Emerging Ocean Resources », Institut canadien du droit des ressources, cahier hors-série 61 (septembre 2017), aux pp 6–7, en ligne : <cirl.ca/sites/default/files/Occasional%20Papers/ Occasional%20Paper%20%2361.pdf> (« Ocean Economy »); Voir aussi Daniel Watt, « La Loi sur l’évaluation d’impact, la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie et l’énergie extracôtière : un point de vue du Canada Atlantique » (2018) 6:2 Publication trimestrielle sur la règlementation de l’énergie 43 à la p 50 (« IAA Atlantic Canada »).
4. Tidal Energy, supra, note 3 aux pp 34–41.
5. Loi sur la Régie canadienne de l’énergie, LC 2019, c 28, art 10 (« LRCE »).
6. Voir Ressources naturelles Canada, « Initiative de règlement sur l’énergie renouvelable extracôtière » (dernière consultation le 10 février 2022), en ligne : <www.rncanengagenrcan.ca/fr/collections/initiative-de-reglement-sur-le nergie-renouvelable-extracotiere> (« site Web du RERE »).
7. Office national de l’énergie, « Adoption des sources d’énergie renouvelable au Canada – Analyse des marchés de l’énergie » (mai 2017) à la p 25, en ligne (pdf ) : Régie de l’énergie du Canada <publications.gc.ca/collections/ collection_2017/one-neb/NE2-17-2-2017-fra.pdf> (« Analyse des marchés de l’énergie »).
8. National Renewable Energy Laboratory, « 2014–2015 Offshore Wind Technologies Market Report », rapport technique du NREL/TP-5000-64283 (septembre 2015) à la p 56, en ligne : <nrel.gov/docs/fy15osti/64283.pdf>.
9. Ibid à la p 59.
10. Voir Equinor AS, « Industrialising floating offshore wind » (dernière consultation le 10 février 2021), en ligne : <equinor.com/en/what-we-do/floating-wind.html>.
11. Carbon Trust, « Floating Offshore Wind: Market Technology and Review » (juin 2015), en ligne (pdf ) : <prod-drupal-files.storage.googleapis.com/documents/resource/public/Floating%20Offshore%20Wind%20 Market%20Technology%20Review%20-%20REPORT.pdf>.
12. Aldo Chircop et Peter L’Esperance, « Functional Interactions and Maritime Regulation: The Mutual Accommodation of Offshore Wind Farms and International Navigation and Shipping » dans A. Chircop, S. Coffen-Smout & M. L. McConnelll, dir, Ocean Yearbook 30, Leiden, Boston, Brill, 2016; Agence internationale de l’énergie, « Renewables: Wind Energy », en ligne : <web.archive.org/web/20170501051252/http://www.iea.org/topics/renewables/subtopics/wind/>.
13. Analyse des marchés de l’énergie, supra note 7 à la p 25.
14. En 2017, Beothuk Energy Inc. avait proposé l’installation de parcs éoliens en mer d’une puissance totalisant 3 200 MW dans les eaux au large de l’Île-du-Prince-Édouard, de la Nouvelle-Écosse, de Terre-Neuve-et-Labrador et du Nouveau-Brunswick, tandis que NaiKun Wind Development Inc. avait proposé un parc éolien de 400 MW dans le détroit d’Hecate, en Colombie-Britannique : voir Analyse des marchés de l’énergie, supra note 7 à la p 25.
15. Analyse des marchés de l’énergie, supra note 7 à la p 24; Marine Renewables Canada, « Clean, Blue Energy: Powering Canada’s Economy with Marine Renewable Energy » (juin 2021) aux pp 2, 5, en ligne (pdf ) : <marinerenewables.ca/ wp-content/uploads/2021/06/MRC-Blue-Economy-Strategy-Submission-FINAL-1.pdf> (« Blue Energy »).
16. One Nova Scotia Coalition, « We Choose Now: A Playbook for Nova Scotians » (2015) à la p 72, en ligne (pdf ) : <static1.squarespace.com/static/560e8359e4b015462b7d4b37/t/5638d589e4b0ce96e22646ad/1446565257252/1 5-43356+We+Choose+Now+FOR+WEB+Nov+2.pdf>.
17. Paul Withers, « Nova Scotia Power to pull plug on tidal station, seeks $25M from ratepayers », CBC (23 février 2021), en ligne : <www.cbc.ca/news/canada/nova-Scotia/nova-Scotia-power-Annapolis-generating-station-1.5924509>.
18. FORCE est une installation de recherche sans but lucratif qui sert d’hôte aux développeurs de turbines, mettant à leur disposition un site autorisé, une infrastructure électrique, une installation d’observation et un raccordement au réseau électrique. Voir FORCE, « About Us », en ligne : <fundyforce.ca/about-us>.
19. Blue Energy, supra note 15 à la p 12.
20. Blue Energy, supra note 15 à la p 5.
21. Marine Renewables Canada, « Facts: Wave Energy » (dernière consultation le 10 février 2022), en ligne : <marinerenewables.ca/facts/wave-energy/>.
22. Ibid.
23. La Forest, supra note 2 à la p 17.
24. Nous recommandons au lecteur de se reporter à l’examen approfondi présenté dans Tidal Energy, supra note 3.
25. Loi constitutionnelle de 1867 (R-U), 30 & 31 Vict, c 3, art 91, reproduit dans LRC 1985, annexe II, n^o 5.
26. Reference Re: Offshore Mineral Rights (Colombie-Britannique) [1967] SCR 792, 65 DLR (2d) 353 (« BC Offshore Reference »); Renvoi relatif au plateau continental de Terre-Neuve, [1984] 1 RCS 86, 5 DLR (4^e) 385 (« Hibernia Reference »).
27. Loi constitutionnelle de 1867, supra note 25, arts 91(9), (10), (12), (13).
28. Ibid art 91(29).
29. Ibid art 92(10)a).
30. Ibid arts 91(29), 92(10)a).
31. Voir généralement BC Offshore Reference et Hibernia Reference, supra note 26.
32. H Kindred et al, dir, International Law: Chiefly as Interpreted and Applied in Canada, 7^e éd, Toronto, Emond Montgomery Publications Limited, 2006, aux pp 38–43; BC Offshore Reference, supra note 26; Hibernia Reference, supra note 26.
33. Hibernia Reference, supra note 26; Tidal Energy, supra note 3 aux pp 34–45; Ocean Economy, supra note 3 aux pp 23–26, 30–31.
34. Loi sur les océans, LC 1996, c 31, art 8(1).
35. Ibid, arts 15(1), 19(1).
36. DORS/2019-285, Annexe – Activités concrètes, arts 42–45.
37. LRCE, supra note 5, art 2, « zone extracôtière ».
38. SC 2019, c 28, art 1 (« IAA »).
39. Voir l’analyse dans Tidal Energy, supra note 3 aux pp 49–53.
40. LRC 1985, c N-22.
41. LC 2001 c 26.
42. LRC 1985, c F-14.
43. LC 2002, c 29.
44. LC 1994, c 22.
45. LC 1999, c 33.
46. Loi constitutionnelle de 1867, supra note 25, arts 92(5), (10), (13), (16).
47. Loi constitutionnelle de 1867, supra note 25, art 92A(1)c).
48. Peter Hogg, Constitutional Law of Canada, 2006 Student Ed, Toronto, Thomson Carswell, 2006 à la p 318.
49. Tidal Energy supra, note 3 aux pp 34–45.
50. Voir Renvoi relatif à la propriété du lit du détroit de Géorgie et des régions avoisinantes, [1984] 1 RCS 388 à la p 400, 8 DLR (4^e) 161 (“Straits Reference”), citant R. v Keyn (1876), 2 Ex. D. 63.
51. Hogg, supra note 48 à la p 319; Straits Reference, supra note 50 à la p 396; La Forest, supra note 2 à la p 464.
52. Voir Loi constitutionnelle de 1867, supra note 25, art 7 (en ce qui concerne le N-B et la N-É) et art 109 en ce qui concerne T-N-L, voir la Loi sur Terre-Neuve (Acte de l’Amérique du Nord britannique, 1949) 12-13 Geo VI, c 22 (R-U), reproduit dans LRC 1985, annexe II, n^o 32, Annexe I Conditions de l’Adhésion, arts 2 et 37 (qui sont analogues aux arts 7, 109 de la Loi constitutionnelle de 1867). En ce qui concerne l’Î-P-É, voir Condition de l’adhésion de l’Île-du-Prince-Édouard (R-U), 1873, reproduit dans LRC 1985, annexe II, n^o 12.
53. Tidal Energy, supra note 3 à la p 37.
54. Tidal Energy, supra note 3 aux pp 39–41; La Forest, supra note 2 à la p 464.
55. La zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse, telle que définie dans la Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada – Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers, LC 1988, c 28, art 2, « zone extracôtière » et annexe I, et la Loi de mise en oeuvre de l’Accord Canada – Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers, SNS 1987, c 3 (ensemble, les « Lois de mise en oeuvre de l’Accord de la Nouvelle-Écosse »), à l’art 2r) et à l’annexe I, englobe la partie revendiquée de la baie de Fundy par la Nouvelle-Écosse. Toutefois, ces lois étaient le résultat d’un compromis politique entre la Nouvelle-Écosse et le Canada, et les deux lois (art 3) prévoient expressément que ces lois ne doivent pas être interprétées comme constituant un fondement pour une réclamation par l’autre gouvernement ou en son nom d’un intérêt ou d’une compétence dans une zone extracôtière ou à l’égard de ressources biologiques ou non qui s’y trouvent.
56. Régie de l’énergie du Canada, « L’électricité renouvelable au Canada – Nouveau-Brunswick » (dernière modification le 16 avril 2021), en ligne (pdf ) : <cer-rec.gc.ca/fr/donnees-analyse/produits-base-energetiques/electricite/rapport/ electricite-renouvelable-canada/provinces/electricite-renouvelable-canada-nouveau-brunswick.html>.
57. LN-B 2013, c 7.
58. Nouveau-Brunswick, ministère des Ressources naturelles, Attribution de terres de la Couronne pour des projets de conversion de l’énergie marémotrice d’eau vive, numéro de politique CLM-022-2009 (Fredericton : Ministère des Ressources naturelles, 1^er juin 2011), en ligne (pdf ) : <www2.gnb.ca/content/dam/gnb/Departments/nr-rn/pdf/fr/ Publications/CLM0222009.pdf>.
59. Ibid, section 1.6.
60. Nouveau-Brunswick, ministère des Ressources naturelles, Allocation de terres de la Couronne à la production d’énergie éolienne, numéro de politique CLM-017-2005, Fredericton, 2005. Ministère des Ressources naturelles, 7 février 2012) à la section 5.2, en ligne (pdf ) : <www2.gnb.ca/content/dam/gnb/Departments/nr-rn/pdf/fr/ Publications/CLM0172005.pdf>.
61. Nouveau-Brunswick, ministère des Ressources naturelles, Politique sur les terres submergées de la Couronne, numéro de politique CLM-014-2004 (Fredericton : Ministère des Ressources naturelles, 12 mai 2014) à la section 4.1.2, en ligne (pdf ) : <www2.gnb.ca/content/dam/gnb/Departments/nr-rn/pdf/fr/Publications/CLM0142004.pdf>.
62. Régie de l’énergie du Canada, « L’électricité renouvelable au Canada – Terre-Neuve-et-Labrador » (dernière modification le 19 mars 2021), en ligne : <www.cer-rec.gc.ca/fr/donnees-analyse/produits-base-energetiques/electricite/rapport/ electricite-renouvelable-canada/provinces/electricite-renouvelable-canada-terre-neuve-labrador.html>.
63. SNL 1994, c E-5.1.
64. Terre-Neuve-et-Labrador, ministère de l’Industrie, de l’Énergie et de la Technologie, « Maximizing Our Renewable Future: A Plan for Development of the Renewable Energy Industry in Newfoundland and Labrador » (décembre 2021), en ligne (pdf ) : <www.gov.nl.ca/iet/files/Renewable-Energy-Plan-Final.pdf>.
65. Ibid à la p 14.
66. Ibid à la p 25–26.
67. Ibid à la p 19.
68. Energy Research & Innovation Newfoundland & Labrador, « Projects: Evaluation of Floating Wind Technology », en ligne : <energyresearchinnovation.ca/projects/>.
69. Régie de l’énergie du Canada, « L’électricité renouvelable au Canada – Île-du-Prince-Édouard » (dernière modification le 19 mars 2021), en ligne : <www.cer-rec.gc.ca/fr/donnees-analyse/produits-base-energetiques/electricite/rapport/ electricite-renouvelable-canada/provinces/electricite-renouvelable-canada-ile-prince-edouard.html>.
70. RSPEI 1988, c E-4.
71. RSPEI 1988, c R-12.1.
72. Gouvernement de l’Île-du-Prince-Édouard, « Provincial Energy Strategy 2016/2017 » (août 2016), en ligne (pdf ) : <princeedwardisland.ca/sites/default/files/publications/pei_energystrategymarch_2017_web.pdf>.
73. Ibid à la p 31.
74. Ibid aux pp 27–30.
75. La seule référence à l’« énergie éolienne en mer » de la stratégie se trouve dans un exemple où l’on mentionne qu’elle est l’une des [traduction] « ressources d’énergie renouvelable parmi celles de plus en plus coûteuses » sur lesquelles le marché de la Nouvelle-Angleterre pourrait devoir compter pour répondre aux normes visant un portefeuille d’énergies renouvelables pour l’État. Voir ibid à la p 29.
76. Nouvelle-Écosse, ministère de l’Énergie, « Marine Renewable Energy Strategy » (Halifax : Ministère de l’Énergie, mai 2012) à la p 2, en ligne (pdf ) : <energy.novascotia.ca/sites/default/files/Nova-Scotia-Marine-Renewable-Ene rgy-Strategy-May-2012.pdf>.
77. Marine Renewable-energy Act, SNS 2015, c 32 (la « MRA de la N-É»).
78. Entre autres, RNCan, Environnement Canada, Pêches et Océans Canada, l’Agence canadienne d’évaluation environnementale (maintenant l’Agence d’évaluation d’impact), Transports Canada, les ministères de l’Environnement, du Travail, de l’Énergie, des Pêches et de l’aquaculture et des Ressources naturelles de la Nouvelle-Écosse. Voir Nouvelle-Écosse, ministère de l’Énergie et ministère des Ressources naturelles, « Guidelines for Permitting of a Pre-Commercial Demonstration Phase for Offshore Renewable Energy Devices (Marine Renewables) in Nova Scotia » (août 2012) à la p 4, en ligne (pdf ) : <energy.novascotia.ca/sites/default/files/Final-Guidelines-for-Permitting-De monstration-Phase.pdf>.
79. Renewable Electricity Regulations, NS Reg 155/2010 pris en vertu de la Electricity Act, SNS 2004, c 25, arts 3(1), 22.
80. MRA de la N-É, supra note 77, art 3(1)n)(i) « marine renewable-energy resources ».
81. Ibid, art 12.
82. Ibid, art 10(1).
83. Ibid, arts 13–16.
84. Ibid, arts 13(2), 14(2), 15(2), 16(2).
85. Ibid, arts 13(4)b), 14(4)b), 15(4)b), 16(4)b), 70(1)b).
86. Ibid, arts 36a)–b).
87. Ibid, art 35(7).
88. Ibid, arts 10(1)b), annexe B.
89. Voir supra note 55.
90. LRCE, supra note 5, art 2.
91. Ibid, art 2 « projet d’énergie renouvelable extracôtière »
92. Ibid, art 2 « ligne extracôtière »
93. Ibid, art 2.
94. Convention des Nations Unies sur le droit de la mer, 10 décembre 1982, 1833 UNTS 3 (entrée en vigueur le 16 novembre 1994; ratifiée par le Canada le 7 novembre 2003) (« UNCLOS »), art 56(1)a).
95. Canada, Affaires étrangères, Commerce et Développement Canada, Demande partielle du Canada à la Commission des limites du plateau continental concernant son plateau continental dans l’océan Atlantique : Partie I – résumé, n° de catalogue FR5-82/1-2013F, Ottawa, Affaires étrangères, 2013, en ligne (pdf ) : <www.un.org/depts/los/clcs_new/ submissions_files/can70_13/es_can_fr.pdf>.
96. UNCLOS, supra note 94, art 77(1).
97. Ibid, art 77(4).
98. Ibid, art 78(1).
99. Ibid, art 82(1).
100. LRCE, supra note 5, art 2 « zone extracôtière ».
101. Lois de mise en oeuvre de l’Accord de la Nouvelle-Écosse, supra note 55.
102. Loi de mise en oeuvre de l’Accord atlantique Canada – Terre-Neuve-et-Labrador, LC 1987, c 3; Canada-Newfoundland and Labrador Accord Atlantic Accord Implementation Newfoundland and Labrador Act, RSNL1990, c C-2 (ensemble, les « lois de mise en oeuvre de l’Accord de T-N » et, avec les lois de mise en oeuvre de l’Accord de la N-É, les « lois de mise en oeuvre des Accords »).
103. LRCE, supra note 5, art 297(a).
104. Ibid, art 297 (b).
105. Ibid, art 298(1).
106. Ibid, art 298(2).
107. Ibid, arts 298(3)a)–g).
108. LRCE, supra note 5, arts 299(b)–(c).
109. Ibid, arts 298(4)–(8), (11). Le paragraphe 42(1) confère au commissaire en chef certains pouvoirs sur les commissaires s’il est convaincu que certains délais imposés par la Loi ne seront pas respectés. Toutefois, les délais prévus à la partie 5 ne font pas partie des délais énumérés au paragraphe 42(1).
110. LEI, supra note 38.
111. LRCE supra note 5, art 299(a).
112. Ibid, art 298(9).
113. Ibid, art 298(9).
114. Shawn Denstedt et R J. Thrasher, « The Accord Acts Twenty Years Later » (2007) 30:2 Dal LJ 287.
115. LRCE, supra note 5, art 300.
116. Ibid, art 301.
117. Ibid, art 296(1) « débris ».
118. Ibid, arts 302(1), (8).
119. Ibid, art 302(1).
120. Ibid, art 302(1)a).
121. Ibid, art 302(2).
122. Ibid, art 302(1)b).
123. LRC 1985, c A-12.
124. LRCE, supra note 5, art 302(3).
125. Ibid, art 302(5).
126. Ibid, art 302(4).
127. Ibid, art 303.
128. Ibid, art 304.
129. Ibid, arts 303(3), 304(2).
130. Ibid, art 308.
131. Ibid, art 181.
132. Ibid, art 305.
133. Ibid, art 306(1) et partie 6.
134. Ibid, art 299.
135. Supra note 36.
136. LEI, supra note 38, art 43 b).
137. Ibid, art 299; LRCE, supra note 5, art 299(b).
138. LRCE, supra note 5, art 298(3).
139. Ibid, art 3.
140. Ibid, arts 56(1)–(2).
141. Nation haïda c Colombie-Britannique (Ministre des Forêts), 2004 CSC 73 au para 35.
142. LRCE, supra note 5, art 14(2).
143. Ibid, art 57(1).
144. Ibid, art 298(3).
145. Ibid, art 2.
146. Loi constitutionnelle de 1982, constituant l’annexe B de la Loi de 1982 sur le Canada (RU), 1982, c 11.
147. R. c Desautels, 2021 CSC 17 au para 22.
148. LRCE, supra note 5, art 312.
149. Ibid, art 298(2).
150. Ibid, art 298(9).
151. Ibid, arts 304(3)–(4).
152. Site Web du RERE, supra note 6.
153. Ressources naturelles Canada, Document de travail : L’approche du Canada en matière de réglementation sur l’énergie extracôtière renouvelable, n^o de catalogue M134-64/2020F-PDF, Ottawa, Ressources naturelles, 2020, en ligne : <www. rncanengagenrcan.ca/sites/default/files/pictures/participate/orer-paper-accessible-pdf-fip-wm-fr.pdf> (« Document de travail »).
154. Ressources naturelles Canada, « Résumé des consultations – Phase 1 : Initiative de règlement de ressources naturelles canada sur l’énergie extracôtière renouvelable » (2021), en ligne (pdf ) : <www.rncanengagenrcan.ca/sites/default/files/ pictures/home/orer_-_summary_paper_-_fr_-_eer-acc_0.pdf> (« Résumé des consultations »).
155. Ressources naturelles Canada, « Règlement sur l’énergie renouvelable extracôtière : Exigences techniques proposées » (2021), en ligne (pdf ) : <www.rncanengagenrcan.ca/sites/default/files/pictures/home/orer_technical_requirements_ papers_-_formatted_fr.pdf> (« Document sur les exigences techniques »).
156. Site Web du RERE, supra note 6.
157. Ibid.
158. Document sur les exigences techniques, supra note 155 à la p 6.
159. Ibid aux pp 10–17.
160. Ibid aux pp 17–23.
161. Ibid aux pp 24–37.
162. Ibid aux pp 38–44.
163. Ibid aux pp 45–51.
164. LRCE, supra note 5, art 303(1).
165. Ibid, art 303(1).
166. Ibid, arts 304(3)–(4).
167. Loi sur les immeubles fédéraux et les biens réels fédéraux, LC 1991, c 50, art 4 (« Loi sur les IFBRF »).
168. Résumé des consultations, supra note 154 à la p 4.
169. Document de travail, supra note 153 à la p 3.
170. Loi sur les IFBRF, supra note 166, art 2 « bien réel fédéral ».
171. Ibid, art 2 « biens réels ».
172. Loi sur les océans, supra note 34, art 7.
173. Règlement sur les immeubles fédéraux et les biens réels fédéraux, DORS/92-502.
174. Document de travail, supra note 153 à la p 3.
175. Voir Robert O. Fournier, « Marine Renewable Energy Legislation: A Consultative Process » (18 juillet 2011) aux pp 50–52, en ligne (pdf ) : <oera.ca/sites/default/files/2019-05/Marine%20Renewable%20Energy%20Legislation%20 %E2%80%93%20Report.pdf> (« Rapport Fournier »).
176. Lois de l’Accord, supra notes 55, 102, à la partie II, section II. La délivrance d’intérêts par les offices respectifs est une « décision fondamentale » et est donc assujettie à l’intervention ministérielle : voir lois de mise en oeuvre de l’Accord de la N-É, supra note 55, arts 32–35, 60(2); lois de mise en oeuvre de l’Accord de T-N, supra note 102, arts 31–40, 57(2).
177. Tidal Energy, supra note 3 aux pp 68–69.
178. Voir supra note 55.
179. Ocean Economy, supra note 3 aux pp 34–37, 45; IAA Atlantic Canada, supra note 3 à la p 47. Pour une description de la perception du point de vue du promoteur à l’égard de « l’écheveau » réglementaire de l’ERE, voir le rapport Fournier, supra note 175 aux pp 50–52.
180. Ocean Economy, supra note 3 à la p 34.
181. Ibid aux pp 35–36.
182. Document de travail, supra note 153 à la p 4.
183. Loi de mise en oeuvre de l’Accord de T-N, supra note 102, arts 97–100; Loi de mise en oeuvre de l’Accord de la N-É, supra note 55, arts 99–100.
184. Loi de mise en oeuvre de l’Accord de T-N, supra note 102, art 45; Loi de mise en oeuvre de l’Accord de la N-É, supra note 55, art 45.
185. Loi de mise en oeuvre de l’Accord de T-N, supra note 102, art 45(1); Loi de mise en oeuvre de l’Accord de la N-É, supra note 55, art 45(1).
186. Loi de mise en oeuvre de l’Accord de T-N, supra 102, arts 45(2), 138.3; Loi de mise en oeuvre de l’Accord de la N-É, supra note 55, arts 45(2), 142.3.
187. Loi de mise en oeuvre de l’Accord de T-N, supra note 102, art 45(3); Loi de mise en oeuvre de l’Accord de la N-É, supra note 55, art 45(3).
188. Ocean Economy, supra note 3 à la p 41.
189. Blue Energy, supra note 15 à la p 8.
190. Règlement sur la zone de protection marine du chenal Laurentien, DORS/2019-105.
191. Règlement sur la zone de protection marine du Banc-des-Américains, DORS/2019-50.
192. Arrêté sur la zone de protection marine de Tuvaijuittuq, DORS/2019-282.
193. Règlement sur la zone de protection marine du banc de Sainte-Anne, DORS/2017-106.
194. Blue Energy, supra note 15 à la p 20.
195. Tidal Energy, supra note 3 à la p 70.
196. Voir par exemple la LEI, supra note 38, arts 92 (Évaluations régionales – territoire domanial), 93 (Évaluations régionales – autres régions) et 95 (Évaluations stratégiques).
197. Meinhard Doelle, « Regional & Strategic Assessments in the Proposed Federal Impact Assessment Act (IAA) » (25 février 2018) dans Environmental Law News : Climate Change, EA, Regulation, Governance, online (blog): <blogs. dal.ca/melaw/2018/02/25/regional-strategic-assessments-in-the-proposed-canadian-impact-assessment-act-ciaa/>.
198. Loi sur les océans, supra note 34, art 31.
199. Canada, ministère des Pêches et des Océans, La Stratégie sur les océans du Canada : Cadre stratégique et opérationnel pour la gestion intégrée des environnements estuariens, côtiers et marins au Canada, n^o de catalogue Fs77-2/2002F, Ottawa, Pêches et Océans Canada, 2002 à la p ii, en ligne (pdf ) : <publications.gc.ca/collections/Collection/Fs77-2- 2002F.pdf>.
200. Ibid à la p 8.
201. Canada, ministère des Pêches et des Océans, région des Maritimes, Plan régional pour les océans – Plate-forme néo-écossaise, côte atlantique, baie de Fundy : Contexte et description du programme, n^o de catalogue Fs104-32-1- 2014-fra.pdf, Dartmouth, Pêches et Océans Canada, 2014, à la p 5, en ligne (pdf ) : <publications.gc.ca/collections/ collection_2016/mpo-dfo/Fs104-32-1-2014-fra.pdf>.
202. Ibid aux pp 14–17.
203. Ibid à la p 20.
204. Canada, ministère des Pêches et des Océans, Région du Golfe, Plan de gestion intégrée du golfe du Saint-Laurent, n^o de catalogue Fs149-7/2013F-PDF (Moncton : Pêches et Océans Canada, 2013), en ligne : <waves-vagues.dfo-mpo. gc.ca/Library/356409.pdf>.
205. Pêches et Océans Canada, « Placentia Bay/Grand Banks Large Ocean Management Area Integrated Management Plan (2012-2017) » (février 2012), en ligne (pdf ) : <waves-vagues.dfo-mpo.gc.ca/Library/347923.pdf>.