Principaux enjeux de 2021 en matière d’énergie : incidence pour 2022 et les années à venir

Participation accrue des peuples autochtones dans les projets d’énergie

(Rick Williams, Tim Pritchard et Chris Roine)

Au Canada, il n’est pas rare que les projets d’énergie se situent sur les terres traditionnelles d’au moins une nation autochtone. Divers programmes d’incitation et de financement gouvernementaux à l’échelle provinciale et fédérale, tout comme la pression croissante qu’exercent les actionnaires et investisseurs soucieux de présenter un bilan positif pour ce qui touche les enjeux environnementaux, sociaux et de gouvernance (ESG), contribuent à encourager la participation des peuples autochtones à ce type de projets, notamment au moyen de partenariats et de coentreprises et, de plus en plus souvent, de participations en capital et de droits de propriété directe.

2021 a vu naître de nombreux partenariats avec des Premières Nations dans le cadre de projets d’énergie conventionnelle et renouvelable d’envergure :

• Il a été annoncé que la Première Nation de Fort Nelson dirigerait un projet de production d’énergie géothermique près de Fort Nelson, en Colombie-Britannique, qui mettra à profit des puits de gaz existants afin de limiter la perturbation du territoire.
• Fortescue Future Industries a conclu une entente avec trois groupes autochtones de la Colombie-Britannique, du Manitoba et de Terre-Neuve-et-Labrador afin d’explorer la viabilité d’importants projets de production d’hydrogène à l’aide de barrages hydroélectriques et de parcs éoliens.
• Un partenariat entre Kanata Clean Power, Climate Technologies et la Première Nation de Frog Lake (installée à l’est d’Edmonton) a été proposé pour la construction d’une centrale électrique au gaz naturel carboneutre en Alberta.
• Le réseau pipelinier Northern Courier en Alberta a été vendu à un partenariat de trois Premières Nations et cinq communautés métisses dans le cadre d’une opération financée en partie par l’Alberta Indigenous Opportunities Corporation (« AIOC »).
• Fortis Inc. et 24 Premières Nations se sont associées dans le cadre du Wataynikaneyap Transmission Project afin de fournir de l’électricité aux communautés autochtones éloignées du nord-ouest de l’Ontario. Le projet a reçu une subvention de 1,6 M$ du gouvernement fédéral.

Plusieurs de ces projets, entre autres initiatives, ont pu profiter de programmes de financement du gouvernement, notamment le First Nations Clean Energy Business Fund de la Colombie-Britannique ou le Programme fédéral des énergies renouvelables émergentes. Plusieurs projets ont été annoncés au cours de la dernière année, notamment :

• En décembre 2021, le gouvernement de la Colombie-Britannique a annoncé l’initiative Indigenous Clean Energy visant à fournir du financement à 10 Premières Nations de la province pour les aider à mettre en œuvre des projets d’énergie de remplacement et à favoriser l’efficacité énergétique dans leurs communautés. L’objectif principal est de soutenir l’élaboration de projets de production d’énergie propre (au fil de l’eau, éolienne, de la biomasse, solaire, marine, géothermique, etc.).
• Le 25 mars 2021, la province de la Colombie-Britannique a annoncé qu’elle avait fourni, par l’entremise de son programme Renewable Energy for Remote Communities, la somme de 1,8 M$ à trois communautés autochtones éloignées (la Première Nation Kwadacha, la Nation dénée de Lhoosk'uz et la Première Nation de Hesquiaht) pour financer l’installation de panneaux solaires qui réduiraient leur dépendance au diesel.
• Le 12 mars 2021, le gouvernement du Canada a annoncé un investissement de 40,5 M$ dans le projet d’aménagement de la centrale géothermique de Clarke Lake provenant de son Programme des énergies renouvelables émergentes.
• Le 27 avril 2021, l’AIOC a annoncé l’octroi d’un prêt de 27 M$ à la Première Nation de Frog Lake afin de l’aider à continuer à exploiter la centrale de cogénération Lindbergh à long terme.
• Le 26 septembre 2021, l’AIOC a annoncé qu’elle avait accordé une garantie de prêt d’une valeur maximale de 40 M$ à huit communautés autochtones afin de financer un investissement dans le réseau pipelinier Northern Courier.

Au Canada, il devient de plus en plus nécessaire de soutenir les communautés autochtones pour obtenir des approbations réglementaires. La tendance vers la collaboration avec les Autochtones pour l’exploitation des ressources indique qu’il ne suffit plus, pour les promoteurs de projets, de compter uniquement sur la conclusion d’ententes sur les répercussions et les avantages. « Les modèles d’affaires collaboratifs constituent le moyen le plus avantageux pour les promoteurs et les communautés autochtones de maximiser leurs retombées; ils nécessitent par ailleurs un examen attentif des facteurs clés entourant les exigences financières, opérationnelles et liées à la gouvernance. »

Pour plus d’information sur le sujet, visionnez le webinaire de BLG intitulé « Perspectives on First Nations Issues and Canadian Energy Projects ».

Demande d’Enbridge relative à la canalisation principale

(Alan Ross, Laurie Ziola et Bradon Willms)

Le 26 novembre 2021, la Régie de l’énergie du Canada (« REC ») a publié ses Motifs de décision expliquant pourquoi elle avait refusé la demande de Pipelines Enbridge Inc. d’offrir un service de transport garanti équivalant à 90 % de la capacité disponible du plus grand réseau pipelinier au Canada. La REC a conclu que cette proposition était discriminatoire et contraire à l’obligation de transporteur public d’Enbridge, et qu’elle entraînerait l’établissement de droits injustes et déraisonnables. Par conséquent, le plus grand pipeline d’exportation de pétrole au Canada est tenu de continuer à fournir un service d’une capacité souscrite à 100 %.

La canalisation principale d’Enbridge, plus important réseau de transport de pétrole brut au Canada, représente environ 70 % de la capacité pipelinière totale du pays. La canalisation principale au Canada a toujours fourni un service non souscrit à titre de transporteur public, sans conclure de contrat de service à long terme. Dans sa demande, Enbridge proposait l’établissement de droits fixes à long terme pendant une période maximale de 20 ans, ce que la société n’avait jamais fait auparavant. De surcroît, cette proposition se distinguait des autres demandes de service souscrit à l’égard de grands pipelines pétroliers canadiens puisqu’elle ne prévoyait pas de nouvel investissement majeur. Ayant été déposée à une période marquée par un marché particulièrement restreint où les producteurs d’énergie peinaient à trouver des services de transport d’une capacité suffisante pour répondre à leurs besoins, cette demande a donné lieu à de vifs débats dans les cercles des entreprises de raffinage, des producteurs pétroliers en amont et des associations sectorielles.

« La REC était d’avis que l’approbation de la demande aurait de lourdes répercussions sur l’industrie pétrolière dans son ensemble. » Elle a rejeté la demande d’Enbridge au motif que bien qu’on y donnait quelques raisons d’instaurer un service souscrit sur la canalisation principale, l’adoption de la proposition « aurait changé radicalement et soudainement, et probablement réduit, l’accès global à la canalisation principale au Canada, sans justification convaincante ». Essentiellement, la demande ne prévoyait pas un accès suffisant à un service non souscrit pour respecter l’obligation de transporteur public d’Enbridge en vertu du paragraphe 239(1) de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie,et les droits, les modalités et les conditions qu’elle proposait soulevaient des questions quant à leur conformité aux exigences mentionnées aux articles 230 et 235 de la loi concernant l’établissement de droits injustes et déraisonnables et la discrimination injuste.

Le rejet de la demande d’Enbridge signifie que les droits et les modalités de service existants demeureront en vigueur jusqu’à ce que la REC en approuve de nouveaux. Mais attention : cette décision n’a pas pour effet d’empêcher le dépôt, dans les circonstances appropriées, d’autres offres de service souscrit relativement à la canalisation principale. La REC a aussi évoqué la possibilité d’effectuer une évaluation du coût de service sur la canalisation principale, mais ce processus est généralement long et dispendieux.

Dans un communiqué de presse publié peu après la décision, Enbridge a annoncé la prochaine étape de son plan : consulter ses actionnaires afin d’établir un processus de négociation d’un nouveau cadre commercial pour les propositions de service sur la canalisation principale, qui pourrait notamment être adapté pour inclure une version modifiée ou allongée des ententes de règlement pertinentes, des ententes d’allègement des tarifs ou une structure d’établissement des coûts de service. Un règlement négocié largement soutenu par des producteurs, des expéditeurs et le secteur du raffinage serait la solution la plus rentable et efficace pour toutes les parties, mais il n’est jamais simple d’obtenir un appui général, comme l’ont démontré les démarches entreprises par Enbridge en 2021. Enbridge et ses parties prenantes devront examiner attentivement toutes les préoccupations soulevées lors de son processus d’offre de service de 2021 ainsi que les Motifs de décision de la REC afin de collaborer et de mettre au point un nouveau cadre commercial, quel qu’il soit. Il sera intéressant de suivre les prochains chapitres de cette histoire; restez à l’affût.

Litiges relatifs aux changements climatiques au Canada

(Matti Lemmens)

Les sociétés canadiennes – plus particulièrement celles qui œuvrent dans le secteur du pétrole et du gaz – sont toujours exposées à des litiges liés au climat. L’affaire Milieudefensie et al. v. Royal Dutch Shell (« l’affaire Shell »), notamment, a mis en lumière de nouveaux risques pour les sociétés gazières et pétrolières internationales. La décision des tribunaux devrait toutefois avoir une incidence plus modérée au Canada, dont le système judiciaire diffère de celui des Pays-Bas.

En mai 2021, un tribunal de première instance de La Haye a ordonné à Shell de réduire ses émissions de CO₂ de 45 % par rapport aux niveaux de 2019 d’ici 2030 en citant un « devoir de diligence non écrit » dans le code civil néerlandais. Interprétant cette obligation non écrite en fonction de traités internationaux en matière de droits de la personne, le tribunal a jugé que Shell avait le devoir de protéger les droits des citoyens et citoyennes des Pays-Bas. Shell a indiqué vouloir interjeter appel de la décision, mais ce dossier jurisprudentiel soulève plusieurs incertitudes et risques pour les sociétés d’énergie, qu’elles se soient dotées ou non de politiques pour réduire leur incidence sur l’environnement.

Au Canada, prenons l’exemple d’un renvoi relatif à la LEI entendu par la Cour d’appel de l’Alberta qui remettait en question la constitutionnalité de la cette loi fédérale puisqu’elle empiétait sur la compétence des provinces en imposant un processus particulièrement rigoureux pour l’approbation de projets d’énergie d’envergure. La LEI introduit ainsi de nouveaux facteurs à prendre en compte lors des évaluations, tels qu’une étape de planification supplémentaire, et prévoit de plus lourdes amendes en cas d’infraction (le tout dans l’optique de lutter contre les changements climatiques). Il est toutefois difficile de prévoir quels projets se verront refusés en raison de la nature discrétionnaire des évaluations. La confirmation de la constitutionnalité de la LEI compliquerait certainement le processus d’approbation des projets d’énergie.

« En résumé, l’affaire Shell et le renvoi relatif à la LEI pourraient tous deux mener à l’imposition aux sociétés d’énergie d’obligations réglementaires plus strictes sur le plan environnemental. » Le système juridique canadien est potentiellement trop différent de celui des Pays-Bas pour que l’affaire Shell y ait quelque répercussion que ce soit. Toutefois, des groupes environnementaux pourraient s’inspirer du dossier pour intenter des recours contre des entreprises canadiennes. En ce qui concerne le renvoi relatif à la LEI, la confirmation de la constitutionnalité de la loi pourrait avoir comme effet de rendre plus coûteux le processus d’approbation pour les grandes sociétés d’énergie.

L’hydrogène au Canada

(Kristyn Annis)

En 2021, le vif intérêt pour l’économie de l’hydrogène ne s’est pas démenti; ce domaine a gardé son élan notamment grâce à de nouvelles politiques et mesures incitatives gouvernementales. Bien qu’au moins trois provinces canadiennes et le fédéral aient mis en place des stratégies officielles à cet égard, le financement et les politiques ne sont pas uniformes à l’échelle nationale.
Vous trouverez ci-après un résumé des politiques fédérales et provinciales actuelles relatives à l’hydrogène.

Canada

La Stratégie canadienne pour l’hydrogène a été publiée en décembre 2020 et reprend plusieurs priorités établies dans le cadre des nombreuses initiatives provinciales déjà annoncées en matière d’hydrogène.

Cette stratégie du gouvernement fédéral est unique tant par son ampleur que par sa reconnaissance de la nécessité d’adopter des stratégies à l’échelle régionale. Elle vise à faire du Canada l’un des trois premiers producteurs d’hydrogène au monde et établit un certain nombre d’objectifs sectoriels et industriels pour atteindre ce but ambitieux. Qui plus est, elle renferme pas moins de 32 recommandations réparties en huit « piliers » visant à promouvoir l’investissement et la collaboration au sein des secteurs et entre eux, en plus d’établir des objectifs à court terme (de 2020 à 2025), à moyen terme (de 2025 à 2030) et à long terme (de 2030 à 2050). Le 9 avril 2021, le gouvernement du Canada a créé un comité directeur stratégique dont les responsabilités consistent à établir des priorités, à orienter les mesures, à diffuser les connaissances et à assurer un suivi de l’adoption des recommandations contenues dans la Stratégie. Le comité n’a rien publié jusqu’à maintenant.

Ontario

Le 19 novembre 2020, le gouvernement ontarien a publié un document de discussion intitulé « Stratégie ontarienne relative à l’hydrogène bas carbone », qui s’inscrit dans une stratégie d’action climatique plus globale et fait suite au plan environnemental publié en novembre 2018 dans lequel l’Ontario a annoncé vouloir réduire ses émissions de GES de 30 % par rapport aux niveaux de 2005 d’ici 2030 (la même cible que celle du gouvernement fédéral). L’Ontario mise actuellement sur l’hydrogène « bas carbone » plutôt que sur l’hydrogène « vert ». Selon les publications du gouvernement ontarien, cela s’entend notamment d’hydrogène produit par électrolyse à partir du réseau propre de l’Ontario ou d’hydrogène « bleu » issu d’un processus de CUSC produit à partir de biomasse et de vapeur et de gaz naturel et de vapeur. Après avoir mené une consultation publique, l’Ontario a mis sur pied un groupe de travail ayant pour mission de s’inspirer des commentaires reçus et du document de discussion du gouvernement pour contribuer à l’élaboration de la stratégie provinciale sur l’hydrogène. Ce groupe aidera également l’Ontario à demeurer concurrentiel sur le marché mondial de l’hydrogène en fournissant des conseils sur les manières d’utiliser cette ressource dans divers secteurs.

Alberta

La feuille de route sur l’hydrogène du gouvernement de l’Alberta, mise à jour aussi récemment que le 5 novembre 2021, est axée sur la création d’une économie de l’hydrogène provinciale et le positionnement de la province sur les marchés mondiaux. L’Alberta, déjà le plus important producteur d’hydrogène gris au Canada, a déclaré que son objectif pour 2030 était d’intégrer l’hydrogène propre à son système d’énergie et de l’utiliser à grande échelle pour le transport, le chauffage, la production d’électricité et le stockage d’énergie renouvelable. La province produit actuellement plus de 2,4 millions de tonnes d’hydrogène gris par année. L’hydrogène « propre » est défini par le gouvernement albertain comme un carburant dont la production entraîne de faibles émissions.

Colombie-Britannique

La Colombie-Britannique a publié une stratégie sur l’hydrogène en vue d’atteindre son objectif de carboneutralité d’ici 2050, établi dans le cadre de l’initiative CleanBC. Publié en juillet 2021, ce plan comprend 63 mesures qui suivent la même catégorisation que la stratégie nationale, soit les mesures à court terme (de 2020 à 2025), à moyen terme (de 2025 à 2030) et à long terme (à partir de 2030).
Le gouvernement de la Colombie-Britannique a investi 10 M$ pour la construction et l’exploitation de 10 stations de ravitaillement en hydrogène dans la province en 2020 et s’est engagé à soutenir Hydrogen BC, division de l’Association canadienne de l’hydrogène et des piles à combustible, pendant trois ans. La Colombie-Britannique possède actuellement le plus grand réseau de ravitaillement en hydrogène au Canada, y compris une station-service publique.

Québec

Bien que le gouvernement du Québec n’ait pas de stratégie distincte sur l’hydrogène, il considère ce carburant comme essentiel à l’atteinte de la carboneutralité d’ici 2050 et à la réduction de 37,5 % de ses émissions de GES par rapport aux niveaux de 1990. La province a également publié deux plans d’action climatique, à savoir le Plan pour une économie verte 2030 et un plan de mise en œuvre connexe (2021-2026), afin d’évaluer les secteurs au sein desquels il serait possible et avantageux d’utiliser l’hydrogène. Le plan de mise en œuvre comprend notamment un échéancier d’investissement dans les secteurs de l’hydrogène vert et de la bioénergie. En outre, le Québec est considéré par le secteur privé comme ayant un riche potentiel pour la production d’hydrogène vert en raison de ses importantes réserves d’énergie renouvelable à bas prix.

« Dès maintenant et au cours des années à venir, les secteurs industriel et commercial devront mettre la pression sur le gouvernement pour veiller à ce que l’économie de l’hydrogène reçoive le soutien qu’il lui faut pour prospérer. »