Rapport du Comité d'examen de l'Arctique de l'Ouest

2.2 Sources d'information

3.1 Cadre de gouvernance dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest et la région désignée des Inuvialuit^{Note de bas de page 18}

Les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest canadien relèvent de la compétence de plusieurs administrations en vertu de la Convention définitive des Inuvialuit^{Note de bas de page 19}, de même que des lois fédérales et territoriales.

La région désignée des Inuvialuit comprend une grande partie de la zone extracôtière de l'Arctique de l'Ouest canadien et est assujettie à la Convention définitive des Inuvialuit. Cette dernière a été signée et, par la suite, elle est entrée en vigueur en 1984, lors de la promulgation de la Loi sur le règlement des revendications des Inuvialuit de la région ouest de l'Arctique. La Convention définitive des Inuvialuit établit les droits issus de traités des Inuvialuit au sens du paragraphe 35(3) de la Loi constitutionnelle de 1982, notamment ceux liés aux terres, aux ressources, à la culture, à la gouvernance, à l'environnement et à l'économie.

La structure de gouvernance établie par la Convention définitive des Inuvialuit est ancrée dans les 6 communautés inuvialuit :

• Aklavik
• Inuvik
• Paulatuk
• Sachs Harbour
• Tuktoyaktuk
• Ulukhaktok

Chacune posséde une société communautaire composée de 6 directeurs élus et d'un président élu. Le président de chaque société communautaire siège au conseil d'administration de la Société régionale inuvialuit. Ainsi, le conseil de la Société régionale inuvialuit représente l'ensemble des priorités et des intérêts des communautés inuvialuit, qui sont alors intégrés dans la planification stratégique et les travaux courants de la Société régionale inuvialuit pour représenter globalement les droits et intérêts des Inuvialuit.

En ce qui concerne la réalisation des activités d'exploitation dans la région désignée des Inuvialuit, la Convention définitive des Inuvialuit a créé un système solide et efficace de cogestion des répercussions des activités proposées pour la région sur les poissons, les espèces sauvages et l'environnement. Ce système de cogestion est ancré dans les communautés et fonctionne en parallèle avec les lois fédérales et territoriales. Chaque communauté a un comité de chasseurs et de trappeurs, un comité d'aînés et un comité de jeunes. Le comité de chasseurs et de trappeurs de chaque communauté nomme les membres au Conseil inuvialuit de gestion du gibier, qui représente les intérêts des Inuvialuit pour les espèces sauvages. À son tour, le Conseil inuvialuit de gestion du gibier nomme les membres inuvialuit à différents organismes de cogestion.

Les représentants nommés par les gouvernements fédéraux et territoriaux et les Inuvialuit s'acquittent de leurs fonctions de cogestion par l'entremise des organismes de cogestion. Ces organisations de cogestion inuvialuit^{Note de bas de page 20} comprennent le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit, le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales, le Comité mixte de gestion des pêches, le Comité consultatif de la gestion de la faune (Territoires du Nord-Ouest) et le Comité consultatif de la gestion de la faune, sur le versant nord.

Étant donné que ces importantes fonctions de gestion ont besoin d'aide, un secrétariat conjoint a été établi pour fournier du soutien administratif, technique et logistique au Conseil inuvialuit de gestion du gibier et aux organisations de cogestion inuvialuit^{Note de bas de page 21}.

3.2 Réglementation et gestion des activités pétrolières et gazières extracôtières

Depuis que le moratoire est entré en vigueur en 2016, le système réglementaire fédéral qui s'applique aux zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest a été examiné en profondeur et modernisé. Les changements apportés comprennent les suivants :

• le remplacement de la Loi sur l'Office national de l'énergie par la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie en 2019;
• le remplacement de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012) par la Loi sur l'évaluation d'impact en 2019;
• la diffusion de l'Évaluation stratégique des changements climatiques du Canada en 2020 pour tenir compte des changements climatiques dans toutes les évaluations d'impact fédérales;
• la modernisation de la Loi fédérale sur les hydrocarbures en 2019 et de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada en 2020;
• la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité en 2021.

La Régie de l'énergie du Canada^{Note de bas de page 22} réglemente l'exploration et l'exploitation du pétrole et du gaz dans les zones extracôtières de l'Arctique canadien (sauf une partie de l'Arctique de l'Est) en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada. Le but de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada consiste, entre autres choses, à promouvoir la sécurité, la protection de l'environnement et la conservation des ressources pétrolières et gazières.

En vertu de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, des droits de la Couronne sont octroyés pour permettre l'exploration, l'exploitation et la production d'hydrocarbures dans les domaines de compétence fédérale qui ne sont pas visés par la législation sur les ententes de cogestion (par exemple Terre-Neuve-et-Labrador, Nouvelle-Écosse). Le ministre fédéral des Affaires du Nord est responsable de l'administration de la Loi fédérale sur les hydrocarbures là où elle s'applique dans le Nord.

Dans la région désignée des Inuvialuit, les activités pétrolières et gazières dans les zones extracôtières sont assujetties à des processus d'examen réglementaire, notamment des examens environnementaux préalables, établis dans la Convention définitive des Inuvialuit. Des activités pétrolières et gazières extracôtières particulières sont également désignées dans le Règlement désignant les activités concrètes (DORS/2019-285) aux fins de la définition d'un « projet désigné » à l'article 2 de la Loi sur l'évaluation d'impact, loi d'application fédérale. L'intérêt du public est au cœur des évaluations d'impact fédérales. Le rapport d'évaluation qui en découle et le rapport sur les résultats des consultations de la Couronne facilitent la prise de décisions par le gouverneur ou le ministre fédéral, à savoir si les effets du projet sont dans l'intérêt du public. Si les effets sont déterminés comme étant dans l'intérêt du public, le ministre doit publier une déclaration de décision, faisant état des conditions que le promoteur doit remplir. La déclaration de décision détermine également la justification de la décision, en assurant la transparence et la reddition de comptes.

Deux organismes de cogestion ont été créés dans le cadre de la Convention définitive des Inuvialuit afin de gérer l'examen préalable et la vérification des projets de développement, soit le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit et le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales. Le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit effectue une évaluation préliminaire (un examen préalable) d'une activité proposée en fonction de la description du projet préparée et soumise par un promoteur. Le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit détermine si les activités proposées risquent d'avoir des effets négatifs importants sur l'environnement.

Si le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuit détermine qu'il y aurait des effets négatifs importants sur l'environnement, la demande est renvoyée au Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales en vue d'un examen public approfondi des effets sur l'environnement. Pour de tels projets, le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales exige que le promoteur présente sa description du projet ainsi qu'une étude d'impact environnemental, notamment des renseignements sur l'état actuel de l'environnement biophysique et humain avant les travaux, l'évaluation des effets du projet et des effets cumulatifs sur l'environnement biophysique et humain, ainsi que les mesures d'atténuation proposées pour réduire les éventuels effets négatifs sur l'environnement. Un groupe d'examen, nommé par le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales, passe en revue le projet.

3.3 Contexte environnemental^{Note de bas de page 23}

La zone extracôtière de l'Arctique de l'Ouest est reconnue comme une zone importante et sensible sur le plan environnemental en raison de l'interaction entre les milieux océaniques et terrestres. Des mammifères marins et terrestres, des poissons, des oiseaux et d'autres espèces sauvages dépendent de ces divers milieux pour se nourrir et pour élever leurs petits. À leur tour, ces espèces constituent une part importante du régime alimentaire traditionnel des Inuvialuit.

Étant donné l'importance de cet habitat particulier pour de nombreuses espèces, 2 zones de protection et de conservation ont été créées. La figure 2 indique l'emplacement des zones protégées marines et terrestres reconnues officiellement dans les parties maritimes et terrestres adjacentes à la zone d'étude de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort :

Zones de protection marine

• zone de protection marine de Tarium Niryutait : bélugas et autres espèces marines;
• zone de protection marine d'Anguniaqvia niqiqyuam : bélugas, ombles chevaliers, phoques annelés ou barbus;

Refuges d'oiseaux migrateurs

• refuge d'oiseaux migrateurs de l'île Kendall : oiseaux de rivage, oiseaux chanteurs et sauvagine, y compris les Petites Oies des neiges, les oiseaux de rivage, les oiseaux chanteurs;
• refuge d'oiseaux migrateurs de l'île Banks : sauvagine;
• refuge d'oiseaux migrateurs du Delta-de-la-Rivière-Anderson : sauvagine, les oiseaux chanteurs;
• refuge d'oiseaux migrateurs du Cap-Parry : les oiseaux aquatiques, les oiseaux de rivage;

Parcs nationaux

• parc national Ivvavik : terrain de mise bas de la harde de caribous de la Porcupine et nord du Yukon et delta du fleuve Mackenzie;
• refuge d'oiseaux migrateurs du delta de la rivière Anderson : sauvagine, oiseaux chanteurs;
• parc national Tuktut Nogait : caribous de Bluenose Ouest, mammifères terrestres;
• parc national Aulavik : bœufs musqués, mammifères terrestres
• parc territorial de l'île Herschel.

Des experts locaux de la région désignée des Inuvialuit insistent sur l'importance du littoral pour la mise en place d'un camp pour soutenir les activités de chasse et de pêche, la chasse à la baleine, la pêche du poisson, la récolte d'oiseaux et d'autres activités importantes. Les recherches ont également fait ressortir l'importance des milieux côtiers pour la pêche, les oiseaux migrateurs, les mammifères marins et les ours blancs. Les eaux littorales et côtières offrent un habitat important à de nombreuses espèces de poissons. Les estuaires, les baies et les rivières abritent des espèces résidentes et migratoires, et renferment une multitude de milieux pour la croissance et la reproduction. Les estuaires sont aussi des milieux importants pour les espèces hivernantes. Un nombre considérable d'oiseaux migrateurs du Canada occupent en saison les eaux littorales et côtières, notamment des oies, des canards, des cygnes, des huards et des oiseaux de rivage. Ces espèces comptent sur ces eaux pour se reproduire, se nourrir, faire leur mue et élever leurs petits. Les oiseaux migrateurs constituent une part considérable du régime alimentaire traditionnel des Inuvialuit.

Les mammifères marins migrent près de la côte, se nourrissent dans les eaux côtières peu profondes et sont chassés le long des échancrures des zones littorales. Les phoques y sont largement répandus, mais ils occupent également l'environnement littoral, qui offre de bonnes possibilités de chasse traditionnelle en hiver. Les ours blancs dépendent tout particulièrement des milieux côtiers. À mesure que la glace saisonnière fond, de nombreuses espèces se déplacent vers le large pour se nourrir des proliférations de plancton, tandis que d'autres, comme le béluga, préfèrent les eaux côtières peu profondes ou les estuaires pendant l'été.

Le caribou des toundras est également attiré par l'environnement côtier. Il recherche les vents de la côte pour échapper à la chaleur et s'éloigner des moustiques et des mouches en été. Les humains dépendent également des côtes et des milieux côtiers adjacents pour un large éventail d'utilisations. Parmi les données probantes recueillies lors de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort, les détenteurs de connaissances traditionnelles et locales ont donné des détails sur la distribution et l'écologie des milieux côtiers et terrestres importants. Remarque : On ne pourrait jamais décrire tout le contexte environnemental des zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest en quelques courts paragraphes. Les personnes qui souhaitent comprendre davantage cette question sont priées de consulter le rapport de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort et la documentation mentionnée dans les présentes.

Équivalent textuel pour la Figure 2. Aires protégées et terres privées dans la région désignée des Inuvialuit.

La figure 2 illustre les zones protégées, marines et terrestres, les terres privées 7(1)a et 7(1)b, ainsi que les données bathymétriques, à l'intérieur des limites de la région désignée des Inuvialuit. Les aires protégées terrestres indiquées sur la carte sont les suivantes : Le parc national Aulavik, situé sur l'île Banks, au nord-est de Sachs Harbour ; le refuge d'oiseaux migrateurs de l'île Banks, au sud du parc national Aulavik et au nord de Sachs Harbour ; le parc national Ivvavik, situé dans la partie sud-ouest de la région désignée des Inuvialuit, à l'est de la frontière entre le Yukon et l'Alaska ; Parc national Tuktut Nogait, situé dans la partie sud-est de la région désignée des Inuvialuit ; Sanctuaire d'oiseaux migrateurs du delta de la rivière Anderson, situé entre Paulatuk et Tuktoyaktuk. Deux parcs nationaux sont également représentés sur la carte dans le territoire du Yukon, à savoir le parc national Vuntut, situé à la jonction du Yukon, des Territoires du Nord-Ouest et de la frontière entre le Yukon et l'Alaska, et le parc territorial Ni'iinlii Njik, situé au sud du parc national Vuntut. Les aires marines protégées représentées sur la carte sont les suivantes : L'aire marine protégée de Tarium Niryutait, située au large de Tuktoyaktuk, entre l'île Herschel et le cap Bathurst, et l'aire marine protégée d'Anguniaqvia niqiqyuam, située entre le cap Bathurst et le golfe Amundsen, au nord de Paulatuk. Les terres visées par l'alinéa 7(1)a sont situées à sept endroits différents de la région désignée des Inuvialuit. La partie la plus à l'ouest des terres 7(1)a est située au nord-ouest d'Aklavik. En se dirigeant vers l'est, une autre partie des terres 7(1)a est située au nord-ouest d'Inuvik et à l'ouest de Reindeer Station. En continuant vers l'est, la portion suivante est située dans et autour de Tuktoyaktuk. En se dirigeant vers l'est, la portion suivante englobe la totalité du cap Bathurst, au nord du parallèle 70°N. La partie 7(1)a suivante est située à Sachs Harbour et dans ses environs. En direction du sud-est, les terres 7(1)a suivantes sont situées à Paulatuk et dans ses environs. Enfin, la partie la plus à l'est des terres 7(1)a est située dans et autour d'Ulukhaktok. Les terres 7(1)b sont adjacentes aux terres 7(1)a et s'étendent à l'intérieur des terres, autour des communautés suivantes : Tuktoyaktuk, Paulatuk, Sachs Harbour et Ulukhaktok. Enfin, la carte illustre les informations bathymétriques, décrivant la profondeur de la bathymétrie allant de moins de 200 mètres dans les cours d'eau à plus de 3 000 mètres dans la mer de Beaufort.

3.4 Aperçu socioéconomique^{Note de bas de page 24}

Ernst & Young s.r.l. décrit la région désignée des Inuvialuit comme une région qui « héberge une structure économique bien particulière, notamment une combinaison d'économie à salaire moderne et d'économie inhérente à la région » (traduction libre). Les 5 principales industries dans la région désignée des Inuvialuit sont la construction, la location immobilière et la location à bail, le transport et le stockage, les soins de santé et les services sociaux, de même que les services professionnels, scientifiques et techniques. Les autres secteurs clés comprennent l'exploration minière et l'exploitation de carrières. La pêche, la chasse et le piégeage font partie intégrante de la vie des Inuvialuit et ce, depuis des millénaires. En 2014, environ 54 pour cent des habitants chassaient et pêchaient dans la région désignée des Inuvialuit et près de 8 pour cent des habitants de la région s'adonnaient à des activités de piégeage.

Toutes les communautés inuvialuit (Aklavik, Inuvik, Paulatuk, Sachs Harbour, Tuktoyaktuk et Ulukhaktok) sont susceptibles de subir les répercussions de l'exploitation pétrolière et gazière extracôtière. Inuvik est le centre administratif de la région désignée des Inuvialuit puisque 59 pour cent des membres de sa population disent être des Inuvialuit, 13 pour cent, des Dénés, 2 pour cent, des Métis, et 24 pour cent, des non-Autochtones.

3.5 Aperçu des connaissances traditionnelles et locales et des activités culturelles^{Note de bas de page 25}

Des facilitateurs qui possèdent de l'expérience en utilisation des connaissances traditionnelles et locales dans les évaluations environnementales et les examens réglementaires ont compilé un inventaire des connaissances traditionnelles et locales pour l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort.^{Note de bas de page 26} Ils ont examiné les renseignements et en ont fait un résumé à partir des sources de connaissances traditionnelles et locales, en insistant sur la zone d'étude de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort. L'inventaire des connaissances traditionnelles et locales renferme des renseignements sur les ressources et les activités de connaissances traditionnelles et locales particulières, ainsi que des données de base et des renseignements propres au développement, y compris les sites d'habitation traditionnels, les sentiers et les itinéraires traditionnels, les zones d'importance culturelle et les activités ou pratiques traditionnelles.

La chasse, le piégeage et la pêche ont été mentionnés comme les activités traditionnelles qui revêtaient une grande importance pour les communautés inuvialuit de la région désignée des Inuvialuit. La dépendance à l'égard des aliments prélevés dans la nature, qui servent d'aliments de base, est élevée, puisque les aliments issus de la chasse et de la pêche sont généralement privilégiés par rapport à ceux achetés en magasin pour des raisons de santé et de vitalité culturelle.

Les Inuvialuit ont précisé qu'East Whitefish Station, l'île Kendall et Kittigazuit étaient des lieux de pêche importants. Les autres lieux de pêche qui revêtent une grande importance pour les Inuvialuit sont les rivières Firth et Babbage, la baie Philips, la pointe Tununuk et le chenal central du fleuve Mackenzie. La baie Argo a une importance culturelle et écologique pour les Inuvialuit de Paulatuk, puisqu'ils y pratiquent la pêche du poisson, la chasse à la baleine, la chasse et le piégeage.

3.6 Évaluations des ressources d'hydrocarbures des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien^{Note de bas de page 27}

La compréhension actuelle du contexte géologique régional des zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest provient d'une multitude d'études réalisées par la Commission géologique du Canada (par exemple la cartographie géologique régionale et des études géophysiques) et de données industrielles du domaine public, notamment plus de 200 000 kilomètres de levés sismiques et 247 puits d'exploration.

Le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien de la Commission géologique du Canada en 2020 porte sur 49 évaluations des ressources des zones extracôtières de l'Arctique canadien, réalisées entre 1973 et 2020. Vingt-quatre de ces évaluations renferment des valeurs sur les ressources quantitatives et 6 autres présentent des cartes de prospectivité. Les évaluations sont regroupées en 9 secteurs (figure 3) et comprennent :

• les eaux se trouvant à proximité des côtes de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie;
• le bassin Canada en eaux profondes, qui occupe le plancher de l'océan Arctique;
• la marge continentale arctique allant de l'île Banks jusqu'au nord de l'île d'Ellesmere;
• le bassin de Sverdrup sous les îles du nord de l'Arctique canadien;
• la mer de Lincoln et le bassin de Makarov au nord de l'île d'Ellesmere et du Groenland;
• la marge de la mer de Baffin entre les îles de Baffin, Devon et Ellesmere et le Groenland;
• la marge franklinienne sous les îles du sud de l'Arctique;
• le bassin Fox au sud-ouest de l'île de Baffin.

La moyenne estimative du potentiel de barils d'équivalent pétrole pour chaque zone d'évaluation est présentée à la figure 4.

Équivalent textuel pour la Figure 3. Emplacement des zones d'évaluation des ressources présentées dans le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien - Commission géologique du Canada, 2021.

La figure 3 illustre l'emplacement des zones présentées dans le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien de la Commission géologique du Canada. Les zones représentées sur la carte sont les suivantes : le delta Beaufort-Mackenzie, situé près de la côte des Territoires du Nord-Ouest et s'étendant jusqu'au pied du talus dans la mer de Beaufort; le bassin Canada, au nord du delta Beaufort-Mackenzie, dans l'océan Arctique; la marge arctique, à l'est du bassin Canada, s'étendant de l'île Banks à l'île d'Ellesmere; le bassin de Sverdrup, à l'est de la marge arctique et sous-jacent au nord des îles de l'Arctique canadien; la dorsale Alpha, située au nord du bassin Canada; le bassin de Makarov, situé dans l'océan Arctique, au nord de la dorsale Alpha; le bassin de la mer de Lincoln, situé au nord du Groenland et des îles arctiques; la crête de Lomonosov située entre le bassin de Makarov et le bassin de la mer de Lincoln, au nord de la partie orientale de la crête Alpha; la marge de Baffin, située entre l'île de Baffin, l'île d'Ellesmere, l'île Devon et le Groenland; les bassins Banks et Eglinton, situés au sud du bassin Sverdrup et à l'est de la marge arctique; la marge franklinienne, sous-jacente aux îles de l'Arctique méridional et au bassin Foxe, situé entre l'île de Baffin et la péninsule de Melville.

Équivalent textuel pour la Figure 4. Graphique des estimations moyennes du potentiel de barils d'équivalent pétrole récupérable dans les neuf zones d'évaluation utilisées dans le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien (Commission géologique du Canada, 2021). La production d'hydrocarbures du Canada en 2020 provient du rapport de BP intitulé « 2021 Statistical Review of World Energy ».

La figure 4 est un graphique à barres illustrant la plage des estimations moyennes du potentiel de barils d'équivalent pétrole récupérable pour les 9 zones d'évaluation utilisées dans le rapport sur les évaluations des ressources des bassins sédimentaires extracôtiers dans le Nord canadien. Le graphique montre que la production d'hydrocarbures au Canada en 2020 était d'environ 3 000 à 4 000 des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable. Le delta Beaufort-Mackenzie correspond approximativement à plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 15 000 à 29 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin Canada correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 10 000 à 15 000 millions de barils d'équivalent pétrole. La marge arctique correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 4 000 à 8 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin de Sverdrup correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 9 000 à 16 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin de la mer de Lincoln correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable allant de 43 000 à 44 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin de Makarov et la crête de Lomonosov ont approximativement une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 0 à 3 000 millions de barils d'équivalent pétrole. La marge de Baffin correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 3 000 à 13 000 millions de barils d'équivalent pétrole. Le bassin Foxe correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 0 à 1 000 millions de barils d'équivalent pétrole. La marge franklinienne correspond approximativement à une plage des estimations moyennes de barils d'équivalent pétrole récupérable de 3 000 à 4 000 millions de barils d'équivalent pétrole.

La plage des estimations moyennes du potentiel de barils d'équivalent pétrole récupérable dans chaque zone d'évaluation est représentée par les barres vertes. La barre beige représente l'estimation moyenne du potentiel de barils d'équivalent pétrole récupérable uniquement dans la structure mésozoïque du bassin de Sverdrup. Les cercles noirs correspondent à l'estimation moyenne du potentiel de barils d'équivalent pétrole pour une seule évaluation.

Contrairement aux autres évaluations des ressources de l'Arctique, Drummond^{Note de bas de page 30} donne des estimations distinctes des ressources récupérables ultimes de pétrole brut et de gaz naturel sur les terres continentales et dans les zones extracôtières. Dans les zones extracôtières de l'Arctique canadien les estimations des ressources sont de 7 501 millions de barils pour le pétrole brut et de 44,5 mille milliards de pieds cubes pour le gaz naturel.

4.1 Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des attestations de découverte importante sur le plateau continental (scénario 3 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)

Ce scénario décrit l'exploitation et la production hypothétiques des réserves de pétrole grâce aux actuelles attestations de découverte importante dans les eaux de profondeur moyenne (moins de 40 mètres) sur le plateau continental, soit environ de 40 à 50 km au large. Un levé sismique tridimensionnel serait effectué sur une superficie de 60 000 hectares pour délimiter le gisement. Une structure gravitaire au large des côtes servirait de base de forage, de production, d'entreposage du pétrole, de même que de chargement des pétroliers.

Les réservoirs de pétrole devraient être faits de plusieurs grès semi-consolidés du Tertiaire et contenir plus de 700 millions de barils (environ 111 291 000 plus m³) de pétrole récupérable de grande qualité sur une superficie d'environ 4 500 à 5 500 ha à une profondeur de 2 800 à 3 300 m sous le fond marin.

Trois taux de production ont été retenus pour ce scénario en tenant compte de la quantité de pétrole récupérable et de l'équipement qui est disponible pour récupérer et produire du pétrole, notamment :

• 60 000 barils par jour (environ 9 540 m³ par jour);
• 75 000 barils par jour (environ 11 920 m³ par jour);
• 90 000 barils par jour (environ 14 300 m³ par jour).

À titre de comparaison, le gisement Hebron, le deuxième en importance dans le bassin Jeanne d'Arc, situé au large de Terre-Neuve, produit en moyenne environ 150 000 barils par jour (environ 23 850 m³ par jour) de pétrole brut. L'équipement extracôtier comprendrait ce qui suit :

• une structure gravitaire munie de l'équipement de plateforme convenant au traitement, au stockage et au déchargement du pétrole brut de l'Arctique;
• 1 navire ravitailleur;
• 1 navire de réserve (présent en tout temps);
• 1 brise-glace (possiblement 2, utilisés quand il y a de la glace).

Le soutien logistique serait assuré par un navire ravitailleur et un soutien supplémentaire serait offert à Tuktoyaktuk et Summers Harbour. Inuvik servirait de centre administratif et d'affaires. Des pétroliers brise-glace de catégorie 3 sortiraient le pétrole de la mer de Beaufort en suivant la route de l'Alaska toute l'année et il y aurait 1 trajet aller-retour par semaine.

L'espérance de vie opérationnelle des réservoirs serait d'au moins 30 ans (après 2050), mais le scénario est décrit jusqu'à l'année 2050. Bien qu'il soit possible qu'il y ait d'autres gisements à proximité que l'on puisse exploiter une fois que le point d'ancrage sera opérationnel, ces autres projets ne sont pris en compte ni dans ce scénario ni dans l'évaluation. Le déclassement comprendrait l'obturation des puits et le retrait de la plateforme de production de la structure gravitaire.

4.2 Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des permis de prospection sur le talus continental (scénario 4 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)

Ce scénario décrit l'exploitation hypothétique des réserves de pétrole grâce à des permis de prospection en eaux plus profondes (100 m à 1 200 m de profondeur) sur la pente du plateau continental, à environ 100 km au large des côtes. Un programme sismique tridimensionnel serait réalisé sur une superficie allant jusqu'à 120 000 hectares pour délimiter le gisement. Deux puits d'exploration seraient creusés par un navire de forage pendant une période de 4 ans, qui serait suivie de la réalisation de 5 puits de délimitation au cours des 4 années suivantes. Jusqu'à 50 puits de production et d'injection seraient forés de 7 à 12 ans après la découverte. Au cours de la production, une seule unité flottante de production, de stockage et de déchargement serait utilisée toute l'année pour le traitement et le chargement du pétrole à bord de pétroliers à double action, renforcés pour la navigation dans les glaces. Les pétroliers sortiraient de la mer de Beaufort à l'ouest par la route de l'Alaska toute l'année, avec un aller et un retour tous les 5 ou 6 jours, et à l'est par le passage du nord-ouest pendant la saison des eaux libres, avec 1 aller et 1 retour par mois.

Dans ce scénario, l'exploitation comprendrait la production de pétrole au moyen de la réinjection du gaz pour conserver et maintenir la pression dans les réservoirs. Une petite partie du gaz pourrait être nettoyée et utilisée comme carburant. Dans ce scénario hypothétique, on suppose que le gisement s'étend sur 40 000 à 60 000 ha et qu'il donne 2 millions de barils (environ 317 975 000 m³) de potentiel de pétrole récupérable (actuellement non découvert).

Trois taux de production ont été retenus pour ce scénario en tenant compte de la quantité de pétrole récupérable dans le gisement de pétrole et de l'équipement disponible pour récupérer et produire le pétrole, soit :

• 120 000 barils par jour (environ 19 100 m³ par jour);
• 180 000 barils par jour (environ 28 600 m³ par jour);
• 240 000 barils par jour (environ 38 200 m³ par jour).

Une fois encore, à titre de comparaison, le gisement Hebron, le deuxième en importance dans le bassin Jeanne d'Arc, situé au large de Terre-Neuve, produit en moyenne environ 150 000 barils par jour (environ 23 850 m³ par jour) de pétrole brut.

L'équipement en mer comprendrait ce qui suit :

• une unité flottante de production, de stockage et de déchargement pour l'équipement de plateforme convenant au traitement, au stockage et au déchargement du pétrole brut de l'Arctique;
• des collecteurs sous-marins, des têtes de puits et des colonnes montantes reliées à l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement;
• 1 navire-entrepôt (peut-être 2, au besoin);
• 1 ou 2 navires de réserve, au besoin, pour l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement et le navire de forage;
• 1 navire de forage (présent au début de la production);
• 1 brise-glace (peut-être 2, utilisés quand il y a de la glace);
• 1 navire ravitailleur (peut-être 2, au besoin);

La durée de vie opérationnelle des réservoirs serait d'au moins 30 ans (après 2050), mais le scénario est décrit jusqu'à l'année 2050 et au-delà. Le déclassement aurait lieu après 2050 et comprendrait l'obturation des puits sous le fond marin, le retrait des collecteurs sous-marins et des colonnes montantes ainsi que la récupération des conduites.

5.1 Effets sur l'environnement : poissons

Les 2 scénarios proposés sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières auraient probablement des effets sur les poissons et leur habitat en raison du trafic maritime, des levés sismiques, de l'installation et de l'exploitation des structures en mer et des activités connexes. Les effets sur les poissons peuvent être comportementaux, physiques et possiblement mortels. L'incidence sur l'habitat peut comprendre la détérioration, la perturbation et la destruction. Par ailleurs, les activités sismiques peuvent causer la mort et des blessures et avoir des répercussions sur le comportement des poissons. L'atténuation des répercussions sur les poissons et d'autres composantes marines valorisées (par exemple l'habitat côtier, la glace de mer, les niveaux trophiques marins inférieurs et l'océanographie) serait réglementée grâce à une approche écosystémique visant à protéger les poissons et leur habitat.

5.2 Mesures d'atténuation et de gestion : poissons

Des mesures standards, comprises dans les conditions des autorisations de travaux et de production, permettraient d'atténuer et de gérer les effets possibles sur les poissons et leur habitat découlant des deux scénarios proposés d'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières. De plus, des évaluations des impacts permettraient de déterminer des mesures propres au site. Les mesures standards comprennent les suivantes :

• éviter l'habitat sensible des poissons;
• élaborer un plan de compensation de l'habitat des poissons, notamment le remplacement ou la remise en état de l'habitat qui n'entraîne aucune perte nette, conformément à la Politique sur l'application de mesures visant à compenser les effets néfastes sur le poisson et son habitat en vertu de la Loi sur les pêches (2019);
• effectuer des activités de préparation de site, dans la mesure du possible, dans des conditions relativement calmes pour réduire la dispersion des sédiments;
• avoir recours à des mesures qui permettent de diminuer la remise en suspension des sédiments et de contenir leur dispersion (par exemple la modélisation de l'éventuelle dispersion des sédiments afin d'orienter les mesures d'atténuation, un filtre à limon, le choix de l'équipement de dragage);
• confirmer et marquer les zones de mouillage afin de réduire les effets sur l'habitat des poissons marins;
• concevoir et mettre en œuvre un programme de suivi des effets sur l'environnement afin d'établir des renseignements de base sur la santé des poissons et leur habitat, en vue de faire des comparaisons avec les effets futurs;
• employer des procédures d'intensification au démarrage des canons à air pendant les levés sismiques;
• élaborer et mettre en œuvre des plans de gestion de l'environnement pour la préparation du site, l'installation et le fonctionnement;
• travailler pendant des périodes à moindre risque lors de la construction dans l'eau (par exemple le dragage) afin d'éviter les stades sensibles du cycle de vie des poissons.

5.3 Effets sur l'environnement : mammifères marins

Pour les 2 scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières, on s'attend à ce que les effets les plus marqués sur les mammifères marins et leur habitat proviennent du trafic maritime causé par les pétroliers, les navires ravitailleurs et les brise-glace, ainsi que des activités liées à l'exploration sismique marine, au forage et à la production. Les effets sur les mammifères marins peuvent être comportementaux, physiques et possiblement mortels. Les répercussions sur l'habitat peuvent comprendre la détérioration, la perturbation et la destruction. Parallèlement, il faudrait tenir compte de l'incidence sur d'autres composantes valorisées, notamment l'habitat côtier, la glace de mer, les niveaux trophiques marins inférieurs et l'océanographie, dans une approche écosystémique afin de protéger les mammifères marins et leur habitat.

5.4 Mesures d'atténuation et de gestion : mammifères marins

Les mesures suivantes permettraient d'atténuer et de gérer les effets possibles sur les mammifères marins qui seraient attribuables aux 2 scénarios proposés sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières :

• créer des marges de recul et des périodes de protection de l'habitat pour protéger l'habitat sensible utilisé pour la recherche de nourriture, la migration, l'élevage des petits ou la mise bas;

• utiliser les itinéraires actuels et courants des navires et des brise-glace, lorsque cela est possible et pratique; le Canada a entrepris un projet dans le cadre du Plan de protection des océans afin d'établir un réseau de couloirs de transport maritime à impact réduit dans l'Arctique, qui incite les transporteurs maritimes à suivre des itinéraires qui posent moins de risque et qui réduisent l'incidence sur les communautés et l'environnement;
• faire en sorte que les navires maintiennent leur cap et une vitesse sécuritaire (par exemple moins de 10 nœuds), dans la mesure du possible;
• avoir recours à des programmes de surveillance des espèces sauvages à bord des navires, des brise-glace et des plateformes pour identifier les mammifères marins dans le secteur et maintenir une distance d'opération sécuritaire;
• créer d'autres programmes de surveillance à long terme afin de recueillir plus de données sur l'état des populations, l'utilisation de l'habitat, l'état corporel, la réaction des mammifères marins aux humains et aux activités d'exploitation;
• élaborer et mettre en œuvre des stratégies de cogestion qui définissent les buts et objectifs de la gestion et qui correspondent aux politiques standards sur la gestion des mammifères marins de plusieurs utilisateurs du milieu marin dans la région (Plan de gestion du béluga de la mer de Beaufort);

• surveiller les sources sonores dans les zones de sécurité pendant la durée des levés sismiques pour protéger les mammifères marins contre les blessures attribuables aux bruits sous-marins;
• utiliser des restrictions temporelles ou d'autres technologies de surveillance (par exemple la surveillance acoustique passive), au besoin, lors de l'exploitation dans des zones d'habitat particulières (par exemple des groupe de baleines boréales qui s'alimentent).

5.5 Effets sur l'environnement : ours blancs^{Note de bas de page 32} et caribous des toundras

Les 2 scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières pourraient avoir des effets sur les espèces sauvages, notamment les ours blancs et les caribous des toundras. Les activités des projets réalisées toute l'année et le déglaçage pourraient entraîner des perturbations de l'habitat, des changements de comportement et un risque de mortalité accrue causé par les conflits attribuables à la concurrence pour l'espace.

5.6 Mesures d'atténuation et de gestion : ours blancs et caribous des toundras

Les mesures suivantes permettraient d'atténuer et de gérer les effets possibles sur les ours blancs et les caribous des toundras qui seraient attribuables aux 2 scénarios proposés sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières :

• établir des marges de recul et des périodes de protection de l'habitat afin de protéger l'habitat sensible, servant à la recherche de nourriture, à l'élevage des petits ou à la mise bas, contre les effets des brise-glace, des motoneiges et des aéronefs à basse altitude;
• utiliser des périodes et des itinéraires marins particuliers pour éviter les zones importantes de l'habitat, des procédures opérationnelles, notamment exiger que les navires suivent un itinéraire constant et qu'ils réduisent leur vitesse, et les services de surveillance des espèces sauvages;
• suivre les itinéraires courants et actuels des navires et des brise-glace, lorsque cela est possible et pratique;
• exiger des programmes de sécurité des ours blancs pour sensibiliser les travailleurs et réduire les éventuels conflits entre les humains et les ours;
• utiliser des programmes de surveillance des espèces sauvages pour repérer les ours dans le secteur et maintenir des distances d'opération sûres, ce qui peut comprendre l'observation à distance à l'aide de drones (par exemple autour des éoliennes);
• utiliser des programmes de surveillance à long terme pour recueillir des données sur l'état des populations, l'utilisation de l'habitat, l'état corporel et la réaction des ours blancs aux activités humaines et d'exploitation;
• repérer et surveiller l'habitat de mise bas et élaborer des exigences pour éviter les zones vulnérables clés pendant la navigation et d'autres activités (par exemple maintenir une distance d'opération);
• élaborer et mettre en œuvre des stratégies de cogestion qui définissent les buts et objectifs de gestion et qui correspondent à la politique de gestion des ours blancs de plusieurs utilisateurs des ressources marines dans la région.

6.1 Effets économiques - Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des attestations de découverte importante sur le plateau continental (scénario 3 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)

Dans le scénario de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort sur l'exploitation sur le plateau continental à l'aide d'une attestations de découverte importante, les opérations devraient verser chaque année dans l'économie :

• 146,8 millions de dollars sous la forme de dépenses brutes pour l'économie de la région désignée des Inuvialuit;
• 95,0 millions de dollars du PIB;
• 50,3 millions de dollars de revenus de travail;
• elles devraient permettre de maintenir 502 emplois équivalents temps plein pendant une période de 23 ans.

Les contributions annuelles moyennes sous forme de redevances sont estimées à 547,8 millions de dollars par année.

Dans les Territoires du Nord-Ouest, l'exploitation devrait contribuer à un total annuel estimatif de :

• 160,8 millions de dollars de dépenses brutes dans l'économie;
• 104,2 millions de dollars du PIB;
• 54,6 millions de dollars de revenus de travail;
• soutenir 540 emplois équivalents temps plein.

Le Yukon devrait profiter chaque année, au total, de :

• 3,1 millions de dollars de dépenses brutes;
• 2,8 millions de dollars du PIB;
• 1 million de dollars de salaire;
• 10 emplois équivalents temps plein.

À l'échelle nationale, les opérations des projets devraient verser chaque année :

• 228,7 millions de dollars sous la forme de dépenses brutes;
• 148,1 millions de dollars du PIB;
• 79,4 millions de dollars de salaires et de revenus de travail;
• 894 emplois équivalents temps plein dans l'économie nationale.

Le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest, le gouvernement du Yukon et le gouvernement du Canada devraient profiter de 30,6 millions de dollars de revenus gouvernementaux annuels grâce aux activités d'exploitation de ce scénario. À la suite du transfert des responsabilités, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest s'est engagé à partager les revenus tirés des ressources extracôtières avec les gouvernements autochtones des Territoires du Nord-Ouest, y compris la Société régionale inuvialuit.

6.2 Effets économiques - Exploitation de pétrole brut à grande échelle grâce à des permis de prospection sur le talus continental (scénario 4 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort)

Dans le scénario de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort sur l'exploitation sur le talus continental grâce à des permis de prospection, on suppose que les opérations dureront 31 ans, qu'elles généreront des contributions annuelles estimées à :

• 167,2 millions de dollars de dépenses brutes;
• 108,2 millions de dollars du PIB;
• 57,3 millions de dollars de revenus de travail;
• et qu'elles soutiendront 572 emplois équivalents temps plein.

Les contributions annuelles moyennes sous forme de redevances dans ce scénario sont estimées à 1,2 milliard de dollars par année.

Les contributions à l'économie des Territoires du Nord-Ouest devraient représenter :

• 183,1 millions de dollars de dépenses brutes;
• 118,7 millions de dollars du PIB;
• 62,2 millions de dollars de revenus de travail;
• 614 emplois équivalents temps plein.

Le Yukon devrait profiter d'un total annuel de :

• 3,5 millions de dollars de dépenses brutes;
• 3,2 millions de dollars du PIB;
• 1,2 million de dollars de salaires;
• 12 emplois équivalents temps plein.

À l'échelle nationale, les activités d'exploitation pétrolière pourraient contribuer :

• au total, à des dépenses brutes annuelles dans l'économie de 260,5 millions de dollars;
• 168,6 millions de dollars du PIB;
• 90,5 millions de dollars de revenus de travail;
• 1 018 emplois équivalents temps plein.

La Société régionale inuvialuit, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest, le gouvernement du Yukon et le gouvernement du Canada devraient profiter de 46,7 millions de dollars de revenus gouvernementaux par année grâce aux activités d'exploitation dans ce scénario. À la suite du transfert des responsabilités, le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest s'est engagé à partager les revenus tirés des ressources extracôtières avec les gouvernements autochtones des Territoires du Nord-Ouest, y compris la Société régionale inuvialuit.

6.3 Optimisation des avantages économiques et socioculturels de l'exploitation pétrolière et gazière dans les zones extracôtières

Les effets économiques et socioculturels qui découleraient des 2 scénarios sur l'exploitation de pétrole brut dans les zones extracôtières devraient être de nature semblable et avoir un effet positif important sur l'économie locale. L'exploitation se traduirait par une croissance de l'emploi pour les résidents de la région désignée des Inuvialuit, des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon, ce qui entraînerait une augmentation des achats de biens et de services par des entreprises inuvialuit et d'autres entreprises du Nord, ainsi que d'autres avantages financiers découlant des taxes et des redevances pétrolières et gazières.

Des possibilités accrues d'emplois à l'échelle locale pourraient être générées par les promoteurs de projets, des entrepreneurs importants et des fournisseurs de biens, d'équipement et de services. L'accroissement des activités des navires, du tourisme et des activités pétrolières et gazières ou renouvelables dans les zones extracôtières pourrait avoir un effet cumulatif qui imposerait une plus grande demande à l'infrastructure actuelle dans les communautés de la région désignée des Inuvialuit, et l'afflux de travailleurs extérieurs pourrait avoir une incidence sur la capacité des hôtels et des lieux d'hébergement temporaire, les épiceries, les centres de services, les soins de santé, les services d'incendie et d'urgence. De tels besoins entraîneraient probablement une amélioration des infrastructures de transport maritime et aérien, ainsi que des services d'hébergement et connexes, des locaux à bureaux et des zones industrielles, d'où une amélioration de la capacité et de la qualité des infrastructures.

En général, la demande de main-d'œuvre accrue devrait se traduire par une croissance de la population dans la région désignée des Inuvialuit puisque l'offre actuelle de main-d'œuvre dans la région serait insuffisante pour pourvoir tous les postes qui seraient nécessaires. Cette situation aurait des répercussions socioéconomiques positives sur les Territoires du Nord-Ouest, le Yukon et le Canada. À l'échelle régionale, l'exploitation pétrolière et gazière dans les zones extracôtières pourrait exercer des pressions sur le logement. Néanmoins, la région désignée des Inuvialuit devrait enregistrer une augmentation considérable des investissements pendant la construction, ce qui se traduirait probablement par la construction de nouveaux logements, la modernisation des services et des bases d'approvisionnement, des logements pour le personnel, des infrastructures maritimes et des installations aéroportuaires, ainsi que des infrastructures communautaires.

Les emplois créés dans ces régions pourraient entraîner une hausse du coût de la vie, mais aussi une augmentation du revenu familial moyen, de la formation et du niveau de scolarité, ce qui aurait un effet positif sur le niveau de vie de nombreux ménages. Toutefois, la participation accrue de la population active à des emplois salariés pourrait se traduire par une diminution du temps disponible pour pratiquer des activités traditionnelles de récolte.

Tuktoyaktuk et Summer Harbour serviraient probablement de bases logistiques, tandis qu'Inuvik serait un carrefour des affaires et de l'administration pour la région. La région désignée des Inuvialuit devrait connaître une croissance considérable des investissements découlant de la modernisation des bases de service et d'approvisionnement, de l'aménagement de logements pour le personnel, de la construction d'infrastructures maritimes et aéroportuaires pour appuyer les activités d'exploration pétrolière, le forage de puits de production, l'exploitation de structure gravitaire et d'unités flottantes de production, de stockage et de déchargement, ainsi que l'expédition du pétrole.

Le programme préliminaire de levés sismiques tridimensionnels, le forage d'exploration et le forage de délimitation nécessiteraient au total une main-d'œuvre composée de plusieurs centaines de personnes. Le forage de mise en valeur des gisements, la construction de l'infrastructure sous-marine et la connexion de la structure gravitaire à l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement nécessiteraient probablement un effectif composé de plusieurs centaines à plus d'un millier de personnes, y compris des travailleurs de la construction en mer, des membres d'équipage de navires de forage, des membres d'équipage chargés de l'approvisionnement, de même que du personnel chargé de l'administration à terre, de la logistique, de l'entretien et d'autres membres du personnel. L'exploitation de la structure gravitaire et de l'unité flottante de production, de stockage et de déchargement, du navire ravitailleur, de brise-glace, de l'équipage d'hélicoptères et du personnel à terre nécessiterait probablement une main-d'œuvre composée de plusieurs centaines de personnes.

Le niveau d'investissements requis pour appuyer ces activités d'exploitation en mer offrirait des débouchés commerciaux aux entreprises locales. On s'attend à ce que la main-d'œuvre requise soit de quelques centaines à plus d'un millier de personnes.

Pour garantir que ces avantages économiques reviennent en priorité aux communautés locales et à l'économie du Nord, l'article 16 de la Convention définitive des Inuvialuit, l'article 5.2 de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et l'article 21 de la Loi fédérale sur les hydrocarbures doivent être mis en œuvre de manière à réduire les lacunes dans les capacités locales et à relever les défis auxquels les entreprises du Nord sont confrontées. Les plans de retombée doivent comprendre des mesures réalisables pour appuyer l'emploi, la formation et l'éducation des Inuvialuit et d'autres résidents locaux. Les entreprises inuvialuit et autres entreprises du Nord profiteraient d'initiatives de développement de réseaux de fournisseurs et de véritables occasions d'offrir des fournitures et des services. Les priorités comprendraient les suivantes, mais sans s'y limiter :

• l'éducation des Inuvialuit et le renforcement de la capacité des entreprises;
• la négociation et la mise en œuvre d'accords de participation, conformément à l'article 10 de la Convention définitive des Inuvialuit;
• la négociation et la mise en œuvre d'ententes de collaboration et d'avantages, conformément au paragraphe 16(12) de la Convention définitive des Inuvialuit;
• des accords de coopération, des accords de participation et des accords d'accès avec les autorités inuvialuit pour s'assurer que les entreprises inuvialuit ont un accès équitable aux possibilités d'approvisionnement; la planification préliminaire et l'accès prioritaire sont essentiels pour favoriser une véritable participation aux activités de développement économique dans la région à mesure qu'elles se présentent;
• la prise en compte des régimes d'avantages, conformément à la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et à la Loi fédérale sur les hydrocarbures, qui représentent les intérêts des autres résidents des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon.

Il faut accorder la priorité à l'élaboration de mesures, comme les régimes d'avantages, pour accroître les éventuels avantages des projets, tout en réduisant les effets négatifs pendant le cycle de vie des projets, notamment :

• organiser une discussion préliminaire entre les promoteurs et les intervenants;
• préconiser des initiatives de développement de réseaux de fournisseurs pour les entreprises locales, élargir les possibilités d'investissements aux Inuvialuit et aux résidents des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon;
• établir des communications régulières avec les organisations représentatives et les communautés inuvialuit pertinentes;
• consulter constamment le public afin de déterminer d'autres mesures d'atténuation;
• créer plusieurs points d'embauche dans la région désignée des Inuvialuit, aux Territoires du Nord-Ouest et au Yukon.

Lorsqu'ils envisagent les possibilités d'exploration et d'exploitation, l'industrie, les organismes de réglementation et les gouvernements devraient accorder une attention spéciale à l'Enquête nationale sur les femmes et les filles autochtones disparues et assassinées ainsi qu'aux appels à la justice connexes, notamment ceux qui portent sur les « industries extractives et d'exploitation des ressources » (paragraphes 13.1 à 13.5).

7.1. Effets d'un déversement d'hydrocarbures important^{Note de bas de page 34}

Les activités traditionnelles de récolte seraient grandement touchées par un déversement d'hydrocarbures important. Par ailleurs, il y aurait de graves répercussions négatives sur les utilisations culturelles et traditionnelles des zones côtières. La propagation du pétrole entraînerait probablement la fermeture de la zone touchée pendant une période indéterminée pour permettre le nettoyage. Les poissons et les animaux marins pourraient être contaminés, ce qui les rendrait impropres à la consommation. Cette situation pourrait également avoir des effets sur d'autres espèces sauvages qui se nourrissent de poissons et d'animaux marins. Par conséquent, ce scénario risque d'intensifier la réduction des activités de récolte.

Pour les larves de poissons et, dans une moindre mesure, les alevins et les poissons adultes, le taux de mortalité et les effets possibles sur les poissons hivernants et migrateurs dans les zones côtières et situées près des côtes seraient élevés, ce qui entraînerait de graves modifications chez les poissons marins et leur habitat.

Les plus grands effets qui entraîneraient de graves modifications chez les mammifères marins, y compris les bélugas, pourraient être l'exposition aux vapeurs ou l'ingestion de proies contaminées. Par ailleurs, un déversement dans l'estuaire du fleuve Mackenzie pourrait avoir de graves effets s'il se produisait lorsque les bélugas utilisent le secteur pour se rassembler.

Un déversement à proximité des côtes pourrait avoir des répercussions sur les phoques, ce qui aurait des effets sur la santé et la mortalité des ours blancs, qui pourraient ingérer du pétrole lorsqu'ils mangent des proies contaminées ou qu'ils font leur toilette. Un taux de mortalité élevé dans la population de phoques pourrait également réduire la résilience des ours blancs et ralentir le rétablissement de la population à long terme. Le pétrole présent dans la glace fracturée ou les eaux libres pourrait avoir des effets à long terme pendant plusieurs années sur l'habitat, le comportement ou la mortalité des ours blancs.

Le nettoyage pourrait être difficile et entraîner de longues périodes d'exposition. Si les initiatives de récupération et de nettoyage du pétrole sont incomplètes, les hydrocarbures persistants pourraient également avoir une incidence sur les caribous des toundras. Les caribous des toundras qui utilisent le littoral pourraient être touchés lors du contact avec du pétrole et de son ingestion. Toutefois, on considère en général que les caribous des toundras courent un moins grand risque d'exposition au pétrole que la plupart des autres espèces sauvages qui utilisent la zone.

La pêche ainsi que la chasse à l'ours blanc subiraient également les effets négatifs découlant de l'amincissement de la glace, ce qui rendrait la récolte non sécuritaire. De plus, les perturbations de la récolte causées par un déversement d'hydrocarbures diminueraient la consommation d'aliments traditionnels, qui constituent une partie intégrante de la préservation de la culture et de la cohésion sociale. Si leur capacité de prendre part à des activités de récolte était restreinte, les membres de la collectivité auraient moins d'occasions de tisser des liens entre eux grâce aux activités de partage d'aliments et de récolte, ce qui pourrait avoir une incidence négative sur la transmission intergénérationnelle des connaissances traditionnelles et culturelles.

En outre, un déversement d'hydrocarbures risquerait d'avoir des effets sur d'autres activités maritimes, comme les navires de croisière, s'il se produisait à proximité des routes maritimes. L'activité économique serait perturbée dans ce scénario, ce qui se traduirait par des pertes de revenus, un taux de chômage plus élevé et des pertes de ventes et de bénéfices pour les entreprises.

En cas de déversement d'hydrocarbures, les coûts pour les gouvernements grimperaient, mais l'ampleur de cet effet est incertaine. Les services gouvernementaux, comme la Garde côtière canadienne, seraient nécessaires pour faciliter le processus de nettoyage et d'autres efforts pourraient être exigés des administrations municipales afin de limiter les conséquences sur l'environnement dans la région.

7.2. Mesures d'atténuation et gestion des effets d'un déversement d'hydrocarbures important^{Note de bas de page 35}

8.1 Scénarios d'évaluation des émissions de GES

Les scénarios d'évaluation des émissions de GES ont été conçus pour refléter les scénarios d'exploitation 3 et 4 de l'évaluation environnementale stratégique régionale de Beaufort visant respectivement le plateau continental et le talus continental de la mer de Beaufort et décrits en détail au chapitre 4. Dans le cadre de cette étude, les émissions de GES ont été calculées pour un total de 24 combinaisons différentes en termes d'emplacement (plateau continental ou talus continental), de quantité de pétrole produit (fourchette de 60 000 à 240 000 barils/j) ainsi que de technologie de production d'électricité et de mode de transport du pétrole (voir les détails dans les sections suivantes). Le calendrier d'évaluation portait sur la période allant de 2022 à 2050. Une attention particulière a été accordée aux quantités d'émissions de GES qui seront produites en 2030 et en 2050, car il s'agit des années cibles en matière de réduction des GES annoncées par le gouvernement du Canada.

L'étude a évalué les émissions totales de GES pour 2 zones géographiques :

1. à l'échelle mondiale - appelée « limite mondiale »;
2. au Canada - appelée « limite canadienne ».

La limite mondiale tient compte des émissions qui sont produites selon les scénarios d'évaluation partout dans le monde, tandis que la limite canadienne tient compte uniquement des émissions de GES qui sont produites à l'intérieur des frontières du Canada. Les méthodes utilisées pour estimer les émissions de GES sont fondées sur les modèles OPGEE^{Note de bas de page 45} Oil Production Greenhouse gas Emissions Estimator) et PRELIM^{Note de bas de page 46} (Petroleum Refinery Life Cycle Inventory Model). L'intensité des émissions de GES des raffineries a été estimée à l'aide des méthodes décrites dans Jing et al. (2020).

L'analyse du cycle de vie a été réalisée conformément aux normes ISO 14040 et 14044. L'analyse du cycle de vie a pris en compte 2 limites de système du cycle de vie :

1. du puits à l'entrée de la raffinerie;
2. du puits à la combustion en utilisation finale des produits pétroliers raffinés (par exemple, l'essence, le diésel, le kérosène, le carburéacteur et le mazout lourd).

Les GES pris en compte dans le cadre de l'évaluation sont le dioxyde de carbone (CO₂), le méthane (CH₄) et l'oxyde de diazote (N₂O). Après application de leurs potentiels de réchauffement planétaire (PRP) respectifs de 1 pour le dioxyde de carbone, 25 pour le méthane et 298 pour l'oxyde de diazote, les GES totaux sont exprimés en équivalent dioxyde de carbone (éq. CO₂).

Dans le cadre de cette étude, et pour chaque scénario, les activités d'exploitation qui génèrent des GES sont regroupées en 4 catégories principales :

• amont - qui comprend la construction de structures gravitaires et d'unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer (dans le cadre de cette étude, on suppose que toutes les activités en amont ont lieu à l'extérieur du Canada);
• exploration et construction - exploration, soutien à la construction (par exemple, remorqueurs), forage et exploitation;
• opérations - production/extraction de pétrole brut, traitement en surface du pétrole brut et du gaz naturel connexe, entretien, transport du pétrole brut, soutien aux opérations (par exemple, navires de ravitaillement), et émissions indirectes liées à la production de combustibles;
• aval - raffinage des produits pétroliers, distribution des combustibles et combustion en utilisation finale.

8.2 Technologies de production d'électricité

En ce qui concerne les mesures d'atténuation, les meilleures technologies disponibles et les meilleures pratiques environnementales, l'évaluation des GES a tenu compte de 2 technologies de production d'électricité pour les structures gravitaires et les unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer :

• turbines à gaz - cette technologie est réalisable sur le plan technique, disponible dans le commerce et utilisée depuis de nombreuses années dans des installations industrielles en mer et sur terre. Le gaz utilisé pour alimenter les turbines proviendra du gaz connexe produit avec le pétrole;
• énergie électrique renouvelable - en ce qui concerne les structures gravitaires, on suppose qu'une source d'énergie renouvelable en mer ou sur terre, telle que l'énergie éolienne avec stockage dans des batteries, sera utilisée pour alimenter en électricité les opérations des structures^{Note de bas de page 47}. En ce qui concerne les unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer, on suppose qu'un petit réacteur nucléaire modulaire est utilisé pour alimenter en électricité le navire et les opérations.

Les turbines à gaz des structures gravitaires et des unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer émettent des GES, alors que les énergies renouvelables et l'énergie nucléaire n'en émettent pas. L'évaluation par Stantec des émissions de GES pour les 2 scénarios ne tenait pas compte des émissions associées au développement des énergies renouvelables ou de l'énergie nucléaire.

8.3 Transport du pétrole brut

Deux options de transport ont été cernées :

• transport par navire-citerne : les navires-citernes chargés voyagent depuis les structures gravitaires ou les unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer jusqu'à un second navire-citerne situé au large de l'Alaska. Le pétrole brut est transféré dans le second navire-citerne (on parle alors de transbordement). Le second navire-citerne transporte le pétrole brut jusqu'à une raffinerie située en Corée du Sud;
• transport par navires-citernes et pipelines : les navires-citernes chargés quittent les structures gravitaires ou les unités flottantes de production, stockage et déchargement en mer en direction de Prudhoe Bay, en Alaska, en vue d'un raccordement au Trans Alaska Pipeline System et d'une livraison au Valdez Marine Terminal, en Alaska. Depuis Valdez, un navire-citerne transporte le pétrole brut vers une raffinerie en Corée du Sud.

On suppose que les navires-citernes sont alimentés en diésel marin. L'exploitation du pipeline consomme du gaz naturel pour alimenter les pompes. Les émissions produites au Valdez Marine Terminal en raison du stockage et du chargement des navires-citernes n'ont pas été prises en compte dans le calcul des émissions car ces valeurs sont faibles.

8.4 Raffinage, distribution et combustion en utilisation finale

Le pétrole brut serait transporté à partir de la mer de Beaufort à des fins de raffinage, de distribution et de combustion dans le sud de l'Asie, et l'on suppose qu'aucun pétrole brut n'est raffiné au Canada. On suppose que le pétrole brut produit serait raffiné en essence, kérosène, diésel, carburéacteur et mazout lourd. Cette liste de produits est basée sur les produits pétroliers raffinés qui sont produits par la raffinerie GS Caltex Yeosu Oil située en Corée du Sud.

On suppose que 50 pour cent de la combustion en utilisation finale des produits pétroliers raffinés a lieu en Corée du Sud (rayon de distribution de 100 km) et que 50 pour cent a lieu dans d'autres régions d'Asie, dans un rayon d'environ 500 km de la raffinerie. On suppose une combustion complète des combustibles par les utilisateurs finaux.

8.5 Résumé des émissions de GES

8.6 Mesures d'atténuation et gestion des GES

Voici quelques exemples de mesures d'atténuation et de pratiques de gestion des GES concernant les activités pétrolières en milieu extracôtier qui pourraient être mises en place conjointement avec les technologies de réduction des GES :

• minimiser le brûlage à la torche du gaz associé en faveur de la récupération du gaz de sorte à l'utiliser ou à le réinjecter afin de maintenir la pression au niveau du puits;
• surveiller la consommation de carburant de l'équipement et effectuer des entretiens pour assurer le rendement du carburant;
• assurer la collaboration entre les exploitants pétroliers et gaziers extracôtiers (par exemple, le partage d'hélicoptères ou de moyens de transport).

L'électricité est fournie à 2 champs situés dans la mer du Nord dans l'océan Atlantique, où l'énergie, essentiellement renouvelable, est transmise par des câbles sous-marins aux installations de production en milieu extracôtier. Cela ne serait pas possible à l'heure actuelle dans le cas de l'exploitation pétrolière et gazière dans la mer de Beaufort, en raison du manque d'infrastructures terrestres et de sources de carburant alternatives.

La nature mondiale des émissions de GES entrave la politique climatique, qui ne couvre qu'un petit sous-ensemble des sources contribuant au problème. Il en résulte ainsi une possibilité de « fuite de carbone », une situation qui peut entraîner une augmentation mondiale des émissions de GES en raison du transfert de production des pays dotés de politiques climatiques et de normes d'émissions rigoureuses vers d'autres pays dotés de politiques et de contraintes plus laxistes en matière d'émissions.

La prise en compte de l'incidence de « fuites » doit être intégrée dans toute décision prise sur l'avenir du moratoire.

10.1 Observations

L'exploitation extracôtière en région arctique a lieu depuis les années 1970 au Canada et dans d'autres pays de l'Arctique. Au total, 142 puits d'exploration ont été forés en région arctique au large des côtes du Canada, dont 92 dans la mer de Beaufort^{Note de bas de page 49}. En outre, 48 attestations de découverte importante ont été octroyées en raison de leur potentiel de production soutenue. Le dernier puits foré dans la mer de Beaufort l'a été en 2005. Il y a actuellement 11 permis de prospection dans la mer de Beaufort, qui sont tous inactifs en raison du moratoire.

Une évaluation des ressources pétrolières des zones extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest montre qu'il existe un potentiel important d'hydrocarbures, avec une estimation de 7,5 milliards de barils de pétrole récupérable et 44,5 trillions de pieds cubes de gaz naturel récupérable.

Les Inuvialuit et les gouvernements du Yukon et des Territoires du Nord-Ouest ont toujours compté sur l'exploitation pétrolière et gazière comme source d'importantes possibilités économiques pour la région. Par exemple, les Inuvialuit ont développé une industrie de services pétroliers viable pour tirer parti de ces possibilités.

Le 30 mai 2016, le représentant de la ministre, M. Rowland Harrison, c.r., a finalisé l'Examen de la Loi fédérale sur les hydrocarbures. L'objectif de l'examen était:

« de réaliser un examen exhaustif des opérations de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, de prendre contact avec les groupes autochtones, les intervenants et les autres parties intéressées au besoin et de formuler des recommandations concernant la question de savoir si des modifications pourraient être apportées à la Loi dans la mesure où elle s'applique aux zones extracôtières de l'Arctique. »

L'examen a permis de conclure que le régime de la Loi fédérale sur les hydrocarbures est solide et devrait être maintenu, mais que le rôle de la Loi devrait toutefois être précisé. M. Harrison a proposé 10 recommandations pour la Loi afin de mieux refléter la compréhension actuelle des défis techniques et réglementaires dans les eaux arctiques du Canada.

Toutes les activités pétrolières et gazières en milieu extracôtier au Canada sont soumises à un régime environnemental et réglementaire rigoureux. La Convention définitive des Inuvialuit exige que tout projet soit évalué par l'entremise d'un processus de sélection et d'examen robuste et holistique qui est actif depuis 1984.

De plus, le gouvernement du Canada dispose d'un régime environnemental et réglementaire moderne, robuste et récemment modernisé, qui comprend la Loi sur l'évaluation d'impact (modernisée en 2019), l'Évaluation stratégique des changements climatiques (modernisée en 2020), la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie (modernisée en 2019), la Loi sur la sûreté et la sécurité en matière énergétique (modernisée en 2016), la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (modernisée en 2020), la Loi fédérale sur les hydrocarbures (modernisée en 2019), ainsi que la loi proposée intitulée Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité. En outre, les projets dans le Nord sont souvent soumis à une série d'approbations fédérales, territoriales et de la région désignée des Inuvialuit qui se chevauchent.

La Régie de l'énergie du Canada réglemente les activités d'exploration et de production pétrolières et gazières, y compris le forage de puits en milieu extracôtier dans l'Arctique canadien, en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et de ses règlements. La Loi sur les opérations pétrolières au Canada a notamment pour objet de promouvoir la sécurité, la protection de l'environnement ainsi que la conservation des ressources pétrolières et gazières. La Régie de l'énergie du Canada exige un certificat de conformité confirmant que les équipements et les installations sont adaptés à l'usage auquel ils sont destinés pendant toute la durée de l'activité proposée. Elle exige également l'intégration des systèmes opérationnels et techniques et de la gestion des ressources humaines et financières afin de garantir la sûreté, la sécurité, la protection de l'environnement et la conservation des ressources.

Dans la région désignée des Inuvialuit, les activités pétrolières et gazières extracôtières sont assujetties au processus d'examen et d'évaluation environnementale prévu à la Convention définitive des Inuvialuit. Sur la base d'une décision du Comité d'étude des répercussions environnementales, la demande concernant la tenue des activités sera transmise au Bureau d'examen des répercussions environnementales pour un examen public détaillé des répercussions environnementales. Pour ces projets, le Bureau inuvialuit d'examen des répercussions environnementales exige que le promoteur du projet soumette sa description de projet accompagnée d'un énoncé des répercussions environnementales, qui comprend des renseignements sur l'état actuel de l'environnement biophysique et humain avant l'exploitation, une évaluation des répercussions du projet et des effets cumulatifs sur l'environnement biophysique et humain, et les mesures d'atténuation proposées pour réduire les effets négatifs potentiels sur l'environnement. Le processus d'examen comprend des consultations approfondies qui permettent de cerner les points de vue et les sujets de préoccupation des collectivités locales. La Convention définitive des Inuvialuit traite de la prévention des pertes ou des dommages causés à la faune et à l'habitat et prévoit une indemnisation pour perte de possibilités de récolte.

Une évaluation des répercussions des activités pétrolières et gazières en milieu extracôtier peut également être exigée en vertu de la Loi sur l'évaluation d'impact. Les objectifs de la Loi sur l'évaluation d'impact sont de favoriser la durabilité, de garantir le respect des engagements du gouvernement en ce qui concerne les droits des peuples autochtones et de garantir la prise en compte des répercussions positives et négatives sur l'environnement et les conditions sociales, sanitaires et économiques. Un engagement public précoce, inclusif et concret est mis de l'avant et des partenariats entre les nations, entre les Inuit et la Couronne et entre les gouvernements de concert avec les peuples autochtones garantissent que les décisions sont fondées sur la science, les connaissances autochtones et d'autres sources de preuves pour évaluer les effets cumulatifs dans une région.

Les sociétés qui mènent des activités pétrolières et gazières en milieu extracôtier dans l'Arctique de l'Ouest canadien doivent également se conformer à de nombreuses autres lois et règlements qui s'appliquent aux zones extracôtières de l'Arctique canadien. Il s'agit, sans s'y limiter, des suivants : la Loi sur la prévention de la pollution des eaux arctiques, la Loi sur la marine marchande du Canada, la Loi sur les pêches, la Loi sur le règlement des revendications des Inuvialuit de la région ouest de l'Arctique et la Convention définitive des Inuvialuit, ainsi que toute loi d'application générale. De plus, le gouvernement du Canada continue de travailler avec ses partenaires nordiques à l'élaboration de directives et de lignes directrices, comme la Stratégie sur le bruit dans les océans du Canada et le Projet de recherche sur les corridors arctiques, qui permettront d'atténuer davantage les répercussions négatives potentielles découlant des projets d'exploration et d'exploitation menés dans les eaux arctiques.

Les organismes de réglementation et les exploitants ont déployé des efforts considérables en matière de prévention et d'intervention en cas de déversement, et aucun déversement important de pétrole n'a eu lieu dans les eaux arctiques canadiennes. Il a été déterminé que, grâce aux meilleures pratiques et technologies de prévention actuellement utilisées, et qui sont résumées dans le présent rapport, la probabilité future d'un événement de rejet d'hydrocarbures à grande échelle est très faible.

La politique sur la capacité de forage de puits de secours au cours d'une même saison a fait l'objet d'un appui constant de la part des autorités gouvernementales comme un élément réglementaire important pour la protection de l'environnement marin de l'Arctique. Au fil du temps, l'efficacité de cette politique canadienne de longue date a été remise en question, en raison de l'émergence de plusieurs facteurs, notamment :

• le recul de la couverture de glace;
• les développements en matière de technologie d'isolement et de prévention des déversements;
• les intérêts concurrents des diverses parties prenantes;
• la perception du public et la géopolitique.

Cette évolution de la réflexion a été explorée lors de la Revue des forages extracôtiers dans l'Arctique de 2010-2011 menée par l'Office national de l'énergie.^{Note de bas de page 50} Bien que le concept d'équivalence dans le cadre de cette politique soit un concept ouvert au sein du cadre permettant l'établissement des objectifs, il a atteint un point où les parties prenantes sont incapables de se mettre d'accord sur les technologies éprouvées qui permettraient de soutenir adéquatement la poursuite de l'exploration pétrolière et gazière dans l'Arctique. Il conviendrait d'envisager de clarifier la politique.

Bien que la technologie de contrôle et de confinement des puits se soit considérablement améliorée au cours des 10 dernières années, les organismes de réglementation devraient encourager l'utilisation de dispositifs de contrôle et de confinement des puits adaptés à une utilisation dans l'Arctique, et l'industrie devrait continuer à développer et à adapter de tels dispositifs, y compris un dispositif d'isolation du sous-sol permettant de rendre l'exploitation pétrolière et gazière plus sûre. De plus, les experts en la matière s'entendent pour dire que les organismes de réglementation et tout demandeur souhaitant forer dans les eaux arctiques canadiennes devraient envisager de réaliser une évaluation probabiliste des risques afin de comprendre comment ces solutions et d'autres solutions possibles pourraient être déployées pour améliorer la fiabilité du système de puits en cas de perte de contrôle du puits.

D'un point de vue économique et socioculturel, l'évaluation socio-économique a montré comment les 2 scénarios d'exploitation pétrolière en milieu extracôtier pourraient améliorer de façon considérable l'économie locale et régionale en raison de l'augmentation des emplois pour les résidents de la région désignée des Inuvialuit et d'autres habitants du Nord, de l'achat de biens et de services auprès des Inuvialuit et d'autres entreprises, et des avantages qui découleraient des redevances pétrolières et gazières et des impôts sur les sociétés. Il pourrait y avoir d'autres avantages, par exemple un soutien accru du gouvernement et de l'industrie aux programmes culturels et aux activités traditionnelles, ainsi que le développement éventuel de nouvelles infrastructures. D'autre part, l'augmentation de l'activité industrielle et de l'activité économique connexe pose des enjeux, en particulier au niveau local. Ceux qui requièrent une attention particulière de la part des organismes de réglementation, du gouvernement et des industries de l'extraction et de l'exploitation sont décrits dans la section 13 des appels à la justice découlant de l'Enquête nationale sur les femmes et les filles autochtones disparues et assassinées.

Bien que les résultats socio-économiques puissent s'améliorer dans l'ensemble grâce à l'exploration et à l'exploitation dans l'Arctique de l'Ouest, les 2 scénarios d'exploitation pétrolière en milieu extracôtier analysés dans le cadre de l'évaluation des GES démontrent que les projets d'exploitation pétrolière et gazière en milieu extracôtier génèrent des émissions de GES qui contribuent aux changements climatiques, ce qui pourrait entraîner une série de répercussions positives et négatives pour les résidents locaux. La science et les connaissances traditionnelles et locales ont permis de documenter des changements substantiels au niveau du climat et des changements connexes au niveau de l'environnement physique et biologique survenus au cours des dernières décennies qui permettent de conclure que les changements climatiques induiront des changements au niveau des écosystèmes terrestres et marins. Les experts en la matière qui ont apporté leur contribution au comité ont mis en évidence un certain nombre de considérations relatives à la faune et à la santé des océans qui devraient être prises en compte dans le cadre d'un projet d'examen spécifique en vertu des cadres réglementaires existants. Les promoteurs de l'industrie qui cherchent à mener des activités d'exploration et d'exploitation dans l'océan Arctique occidental devront relever le défi important de s'assurer que les plans de gestion sont solides et adaptables afin de relever les enjeux posés par les changements climatiques.

D'après l'évaluation des GES préparée à l'intention du comité, plus particulièrement, il a été conclu que la production de pétrole dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest entraînerait des émissions de GES beaucoup plus faibles que de nombreuses autres sources de combustibles fossiles et que son exploitation ne contribuerait que faiblement aux émissions mondiales de GES. Dans l'éventualité où l'exploitation extracôtière dans l'Arctique serait utilisée pour remplacer des sources d'énergie dont l'intensité en GES est plus élevée, elle contribuerait à réduire les émissions de GES du Canada et à aider le pays à atteindre les objectifs de l'Accord de Paris. L'évaluation des GES estime que, dans l'éventualité où une seule plateforme de production dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest produisant du pétrole léger non sulfuré remplacerait une exploitation pétrolière à fortes émissions de GES, cette plateforme contribuerait à réduire à elle seule de 29 pour cent l'écart actuel du gouvernement du Canada dans l'atteinte de son objectif de 2030.

Malgré l'engagement international de réduire les émissions de GES, la demande mondiale de combustibles fossiles reste forte. Une augmentation mondiale des émissions de GES pourrait se produire si des combustibles fossiles à forte intensité d'émissions de GES sont produits alors que les sources à faible intensité sont réduites ou éliminées de l'approvisionnement mondial. C'est ce qu'on appelle communément la « fuite de carbone ».

Les défis liés aux émissions de GES et aux changements climatiques ne sont pas propres au Canada. D'autres pays de l'Arctique, dont l'exploitation pétrolière et gazière en milieu extracôtier est bien établie, se sont engagés à mettre en œuvre des stratégies nationales de réduction des émissions afin de se conformer aux objectifs de réduction des émissions de l'Accord de Paris.

Annexe 1. Mandat du comité de cogestion de l'Arctique de l'Ouest sur l'évaluation scientifique des risques et des avantages de l'exploration et de l'exploitation pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique

Objectif :

Le comité de cogestion en charge de l'évaluation scientifique quinquennale de l'exploration et de l'exploitation pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest est fondé sur la collaboration.

Membres :

Le comité sur les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest^{Note de bas de page 51} (le Comité) sera composé de 6 membres, dont 3 membres du gouvernement du Canada (Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada, Ressources naturelles Canada et Pêches et Océans Canada), et de membres des gouvernements des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon ainsi que de la Société régionale inuvialuit.

La Régie de l'énergie du Canada est chargé de réglementer le forage en milieu extracôtier dans l'Arctique canadien. La Régie de l'énergie du Canada fournira un soutien technique au comité et sera consulté sur les questions abordées dans l'évaluation qui sont directement liées à son mandat.

Responsabilités :

L'existence et le mandat du comité visent à ce que le gouvernement des Territoires du Nord-Ouest, le gouvernement du Yukon et la Société régionale inuvialuit soient en mesure de fournir des conseils et de contribuer à la gestion des ressources pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest.

En tant qu'outil de cogestion, la principale responsabilité du comité est d'appuyer le processus de production d'information, de connaissances et de preuves qui serviront de base aux conseils prodigués aux décideurs qui sont responsables de la gestion des ressources pétrolières et gazières dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest, y compris la délivrance de permis, d'attestations et de licences pour l'exploration et la production pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest.

Le comité de cogestion sera appelé à :

• appuyer l'élaboration et la ratification de son cadre de gouvernance;
• élaborer et finaliser la portée du cadre d'évaluation pour la région extracôtière de l'Arctique de l'Ouest;
• assurer la coordination et la participation des parties prenantes, le cas échéant;
• faire état des progrès et des résultats;
• élaborer des plans de travail et des calendriers conjoints pour guider le processus (appelé à être adaptés selon les besoins);
• superviser la collecte et l'élaboration d'information scientifique ainsi que d'autres sources de connaissances qui seront compilées dans un rapport qui sera transmis au ministre fédéral responsable de la délivrance des permis de prospection et de licence de production pétrolières et gazières extracôtières dans l'Arctique de l'Ouest, aux autres ministres fédéraux et territoriaux responsables de la gestion des ressources dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest, ainsi qu'au président-directeur général de la Société régionale inuvialuit.

Principes directeurs :

Le comité s'efforcera de prendre des décisions ou d'en venir à un accord tenant compte des positions selon le principe du consensus. Ses conseils et son rapport écrit à l'intention des ministres fédéraux et territoriaux et à la Société régionale inuvialuit représenteront un accord général, mais pas nécessairement unanime, entre les membres du comité.

Les principes directeurs du comité sont les suivants :

• rechercher un consensus dans la prise de décisions;
• saisir les occasions de travailler en collaboration pour faire avancer leurs priorités respectives;
• être en phase avec les programmes et les initiatives stratégiques fédéraux, territoriaux et autochtones existants qui peuvent être mis à profit pour appuyer et éclairer les travaux menés dans le cadre des évaluations, les compléter ou les améliorer;
• adopter une approche coordonnée et pangouvernementale du processus décisionnel concernant la gestion des ressources dans les zones extracôtières de l'Arctique de l'Ouest;
• servir de mécanisme intérimaire favorisant la participation des gouvernements des Territoires du Nord-Ouest et du Yukon ainsi que de la Société régionale inuvialuit aux décisions relatives à la gestion des ressources extracôtières avant la conclusion d'un accord de gestion du pétrole et du gaz extracôtiers avec le gouvernement du Canada, semblable à ceux qui existent dans d'autres régions du Canada;
• s'assurer que la portée de l'évaluation est conforme aux objectifs de l'engagement pris par le premier ministre le 20 décembre 2016 en faveur d'un examen basé sur la science suffisamment complet, réalisable et mesurable;
• prendre en compte et refléter les opinions, les contributions, les connaissances et les priorités des Canadiens et des peuples autochtones vivant dans les régions du Nord et de l'Arctique;
• veiller à ce que l'élaboration conjointe de l'évaluation par le comité soit fondée sur la reconnaissance des droits, le respect, la coopération et le partenariat;
• dans les cas où les membres du comité estiment que des décisions relatives à l'évaluation scientifique doivent prendre en compte le contexte panarctique du Canada, collaborer avec tout comité établi à des fins similaires dans l'Arctique de l'Est.

Annexe 2. Rapport Harrison

L'examen de la Loi fédérale sur les hydrocarbures réalisé par le représentant spécial de la ministre, Rowland J. Harrison, c.r., a été publié le 8 août 2016. Le rapport a été présenté à la ministre des Affaires autochtones et du Nord, Carolyn Bennett, le 30 mai 2016.

Le rapport fait état de la Loi fédérale sur les hydrocarbures et de la question de savoir si elle peut promouvoir une économie durable dans l'Arctique tout en servant l'intérêt public.

Plus précisément dans le cadre de son examen, M. Harrison :

• a examiné les lois clé, les règlements, politiques et accords contractuels qui gouvernent la gestion du pétrole et du gaz dans le Nord;
• a comparé la structure de gestion des activités pétrolières dans le Nord à des structures de gestion équivalentes dans d'autres juridictions dans le monde où s'exercent des activités pétrolières similaires, dans des environnements comparables;
• a évalué la capacité de la Loi fédérale sur les hydrocarbures à réaliser l'objectif initial de la politique du gouvernement du Canada, plus précisément la législation concernant l'Arctique;
• a tenu compte des intérêts des détenteurs de droits en vertu des ententes relatives sur l'autonomie gouvernementale ou des accords sur les revendications territoriales;
• a examiné la possibilité de proposer des changements et de faire des recommandations sur la gestion des ressources pétrolières et gazières, notamment la possibilité d'apporter des modifications à la Loi pour appuyer les intérêts du Canada en matière de pétrole et de gaz dans l'Arctique;
• a examiné les questions entourant les terres domaniales qui relèvent de la ministre des Affaires autochtones et du Nord Canada, en particulier dans la mer de Beaufort;
• Dans son examen, M. Harrison conclut que la Loi a permis d'établir un système d'octroi de droits qui est axé sur le marché, est responsable à l'égard de l'intérêt de l'industrie et assure le maintien des droits. La Loi offre également à l'État une emprise totale sur la gestion d'un régime efficace d'exploitation du pétrole et du gaz.

M. Harrison a constaté que la Loi, dans sa forme actuelle, répond aux besoins des Canadiens et de l'industrie, mais il a également formulé 10 recommandations à l'intention de la ministre sur les précisions et les améliorations à apporter à la Loi.

Voici les recommandations :

Recommandation 1 : que la Loi fédérale sur les hydrocarbures soit modifiée pour inclure un énoncé d'intention général et durable, afin de prendre en compte les priorités nationales qui pourraient évoluer.

Recommandation 2 : que la Loi fédérale sur les hydrocarbures soit modifiée pour exiger qu'une évaluation environnementale stratégique intégrant la zone pour laquelle on propose de publier un appel d'offres soit réalisée et prise en considération par le ministre avant la publication de l'appel d'offres.

Recommandation 3 : Si l'on décidait de ne pas procéder aux modifications législatives proposées de la Loi fédérale sur les hydrocarbures, que des énoncés officiels de politique et d'orientation soient adoptés, afin d'être appliqué dans le cadre de la Loi actuelle.

Recommandation 4 : modifier la Loi fédérale sur les hydrocarbures pour allonger de 9 à 16 ans la durée maximale autorisée d'un permis de prospection.

Recommandation 5 : modifier la Loi fédérale sur les hydrocarbures pour permettre au ministre de prolonger la durée d'un permis de prospection s'il jugeait que les interventions et l'entrée en vigueur de modifications réglementaires inattendues, ou encore un cas fortuit, limiteraient la capacité du titulaire à respecter les obligations décrites dans son permis, au cours de la période restante de validité de celui-ci.

Recommandation 6 : si on propose de modifier la Loi fédérale sur les hydrocarbures pour allonger la période de validité des permis de prospection, que le ministre indique si la nouvelle durée doit être appliquée aux permis existants dans la mer de Beaufort, en tenant compte des nouvelles circonstances, des retombées possibles attribuables à la poursuite du programme de travaux de la Coentreprise dans la mer de Beaufort et aux répercussion sur les activités futures de prospection dans la mer de Beaufort.

Recommandation 7 : que les dispositions de la Loi fédérale sur les hydrocarbures concernant les droits accordés par les attestations de découverte importante ne soient pas modifiées.

Recommandation 8 : que les discussions techniques se poursuivent entre l'industrie et l'organisme de réglementation responsable pour déterminer si la définition de « découverte importante » énoncée à l'article 2 et le besoin « d'autres forages » énoncé au paragraphe 28(4) de la Loi sont en accord avec la technologie actuelle et, si ce n'est pas le cas, que la Loi soit modifiée en conséquence.

Recommandation 9 : que la Loi soit modifiée pour exiger l'approbation par le ministre des transferts d'intérêts, ou d'une partie de ceux-ci, à condition que le ministre soit convaincu que le transfert ne compromettrait pas la capacité du titulaire de l'intérêt en cause de continuer à respecter les qualifications requises du titulaire d'intérêt initial.

Recommandation 10 : que la partie VII de la Loi fédérale sur les hydrocarbures « Fonds pour l'étude de l'environnement », soit modifiée pour :

• accroître la limite de la somme maximale du Fonds pour l'étude de l'environnement afin de tenir compte de l'inflation de 1986 jusqu'à aujourd'hui et pour permettre une indexation dans l'avenir;
• exiger la nomination au Conseil de l'étude de l'environnement d'un membre du Société régionale inuvialuit et d'un représentant des territoires;
• exiger l'intégration des connaissances autochtones aux études environnementales et sociales financées par le Fonds.

Annexe 3. Exigences de dépôt de la Régie de l'énergie du Canada pour le forage extracôtier dans l'Arctique canadien