L’assujettissement au processus d’évaluation des impacts environnementaux et la « fracturation chronologique » des projets

Cuda Pétrol et Gaz inc. veut entreprendre la production de pétrole sur un site en Gaspésie. Le projet est assujetti au processus d’évaluation environnementale applicable au Québec méridional, tel que prévu par les articles 31.1 et suivants de la Loi sur la qualité de l’environnement et plus spécifiquement par l’article 13(1) de l’annexe du Règlement relatif à l’évaluation et l’examen des impacts sur l’environnement de certains projets.

La description que contiennent l’avis de projet et l’avis public disponibles au Registre des évaluations environnementales donne une idée de l’ampleur des travaux :

« La phase d’exploration réalisée à ce Jour a permis d’aménager six sites de puits, pour un total de six puits sous la responsabilité de l’initiateur. Dans le cadre du projet, il est prévu d’aménager cinq sites multipuits de 1.5 ha. Selon leur localisation, la réutilisation des sites existants sera priorisée, mais considérant l’aspect géologique du projet, le nombre final de puits et leur localisation ne peuvent être déterminés avec précision pour l’instant. Ces paramètres ne pourront être connus qu’au fur et à mesure que les informations géologiques seront acquises au cours des forages à venir.

Afin de récupérer le pétrole et le gaz naturel associés, il est estimé qu’une trentaine de puits producteurs seront nécessaires, excluant les puits d’exploration déjà réalisés. Pour arriver à un tel nombre de puits producteurs, il pourra être nécessaire de forer jusqu’à 25 % de puits supplémentaires afin de prendre en compte les aléas techniques et géologiques. »

Cette description souligne les incertitudes quant à la forme exacte que prendra le projet compte tenu des informations géologiques et techniques – actuellement indisponibles – que l’amorce du projet permettra d’obtenir.

Néanmoins, il appert pour l’instant que le projet vise un « réservoir pétrolier conventionnel dont la production ne nécessite pas de fracturation hydraulique », selon l’avis de projet et l’avis public mentionnés ci-haut. L’avis de projet ajoute :

« En ce qui a trait à la faisabilité économique, plusieurs facteurs favorisent la réalisation du projet. D’une part, le pétrole en place possède des caractéristiques qui en font un produit dont les coûts de raffinage sont relativement faibles. D’autre part, les procédés d’extraction, conventionnels et matures sur le plan technologique, présentent des coûts relativement faibles également. » (Emphase ajoutée)

L’absence de fracturation hydraulique est un élément déterminant de l’évaluation des impacts environnementaux du projet de Cuda. Les observations sur les enjeux que l’étude d’impact devrait aborder indiquent qu’un des principaux enjeux environnementaux du projet a trait à la conservation et à la protection des ressources en eau de surface et souterraine compte tenu de « l’assurance que la fracturation hydraulique ne sera pas une méthode employée ». Les observations recueillies spécifient que le « gouvernement devrait interdire l’utilisation de la fracturation hydraulique et s’assurer qu’aucune fracturation hydraulique ou autre méthode d’extraction non conventionnelle ne soit employée tout au long du projet. »

Ces observations et enjeux doivent être pris en compte dans l’étude d’impact réalisée par Cuda et soumise au ministère au début de l’automne. La Directive pour la réalisation de l’étude d’impacts indique que l’étude « doit faire état des observations sur les enjeux soulevés par tous les acteurs consultés, y compris lors de la consultation publique sur l’avis de projet et la directive ». D’ailleurs, ces enjeux dictent « la structure et le contenu de l’étude d’impacts ». La définition d’« enjeu » fournie par la Directive indique à quel point cette notion est cruciale dans le processus d’évaluation puisqu’elle désigne les « éléments nécessaires à la prise de décision du gouvernement » et y exerce une influence :

« Enjeu : préoccupation majeure pour le gouvernement, la communauté scientifique ou la population, y compris les communautés autochtones concernées, et dont l’analyse pourrait influencer la décision du gouvernement quant à l’autorisation ou non d’un projet. […] L’approche par enjeux se veut une approche d’allègement de l’étude d’impact. En ce sens, tous les éléments nécessaires à la prise de décision du gouvernement doivent être mis en évidence dans le document principal de l’étude d’impact. » (Emphase ajoutée)

L’ensemble de ces considérations permet de dégager trois caractéristiques cruciales pour le processus d’évaluation des impacts environnementaux du projet de Cuda :

  • Le projet vise l’extraction conventionnelle de pétrole, ce qui exclut la fracturation hydraulique ;
  • L’absence de recours à la fracturation hydraulique est un des enjeux essentiels de l’évaluation des impacts environnementaux du projet, enjeux qui influencent la décision d’autoriser ou pas ce dernier ;
  • Les paramètres techniques du projet « ne pourront être connus qu’au fur et à mesure que les informations géologiques seront acquises au cours des forages à venir. »

Ces caractéristiques sont difficilement réconciliables. D’une part, le processus d’évaluation vise à déterminer les impacts environnementaux du projet de Cuda, afin de permettre au gouvernement de décider s’ils sont acceptables ou non. D’autre part, la méconnaissance des données géologiques relatives au projet entretient une incertitude significative à propos des volets du projet qui déterminent la majeure partie de son empreinte sur l’environnement, c’est-à-dire la façon dont sera extrait le pétrole, y compris le nombre des puits et leur localisation. Autrement dit, le processus d’évaluation vise à déterminer les impacts environnementaux d’activités en bonne partie indéterminées.

Pour gérer ce type d’incertitudes assez commun d’un projet à l’autre, les processus d’évaluation des impacts environnementaux utilisent plusieurs méthodes :

  • Diverses variantes d’un projet ainsi que leurs impacts environnementaux respectifs peuvent être assujetties à l’évaluation, y compris les avantages et inconvénients des principales alternatives relatives aux technologies dont l’emploi est envisagé. Dans ce cas, l’incertitude est gérée lors de l’évaluation elle-même par l’étude de toutes les possibilités envisagées avec leurs impacts respectifs ;
  • Des protocoles de suivi, de contrôle et d’atténuation des impacts environnementaux avérés ultérieurement à l’autorisation peuvent être prévus parmi les conditions d’autorisation qui imposent des contraintes évolutives et adaptables aux choix opérationnels effectués au cours du projet. Dans ce cas, l’incertitude est prise en charge de façon longitudinale, répartie dans la durée du projet ;
  • Il est aussi possible de procéder à une procédure additionnelle d’évaluation des impacts environnementaux lorsque le promoteur d’un projet désire le modifier de façon significative, comme lorsque le volume d’extraction est accru par exemple. Dans ce cas, l’incertitude est gérée de façon ponctuelle à chaque fois que le projet fait l’objet de changements significatifs en fonction des décisions du promoteur.

Pour court-circuiter une partie des efforts requis par plusieurs de ces méthodes visant à prendre en compte les incertitudes techniques relatives à un projet avant qu’il soit entrepris, son promoteur peut présenter une variante unique qui désamorce certains des enjeux majeurs parce qu’elle ne génèrerait aucun risque environnemental.

Justement, une tendance semble émerger selon laquelle les promoteurs de projets d’extraction des ressources naturelles au Québec privilégieraient la soumission des variantes exceptionnelles sans impact sur certains aspects critiques de l’environnement afin de minimiser l’ampleur de l’évaluation environnementale et l’opposition au projet lors de l’étape de la consultation publique. Une telle façon de faire rappelle la technique de fractionnement des projets utilisée pour éviter l’assujettissement à la procédure d’évaluation des impacts, à la différence que le fractionnement est désormais chronologique.

À titre d’exemple, le promoteur d’un projet de mine soumet à l’évaluation environnementale la variante « 100% électrique » du projet, qui serait « une première mondiale pour une mine à ciel ouvert », et dans laquelle tout l’équipement mobile, tels les camions, et tous les équipements de procédés, tel le séchoir, fonctionneraient à l’électricité après cinq ans. L’évaluation de cette variante permet de soumettre à la décision gouvernementale un projet dont le bilan d’émission de gaz à effet de serre est minime sur papier, malgré la reconnaissance par le promoteur que de tels équipements électriques n’existent pas et qu’un tel concept d’exploitation n’est même pas encore validé (voir p.4-33 et ss.) :

« Si la validation du concept pour certains équipements mobiles, notamment ceux alimentés par des batteries, n’est pas complétée, non disponible ou non viable économiquement dans les premières années d’exploitation commerciale, des équipements fonctionnant au diésel pourraient être utilisés. »

De façon similaire, une entreprise pétrolière qui désire exploiter les gaz de schiste se trouvant dans le Shale d’Utica fait état de l’avancement d’un projet de recherche sur la production d’hydrocrabures non-conventionnels sans émissions, sans fluides toxiques, et sans utilisation d’eau potable qui serait « world leading and a complete game changer ».

Lorsque de telles variantes, exceptionnelles et purement prospectives, sont sélectionnées pour être soumises à l’évaluation à cause de leur faible empreinte environnementale, l’analyse anticipée des impacts d’un projet peut être faussée par la modification ultérieure des méthodes d’extraction, notamment par un recours à des technologies plus conventionnelles et plus polluantes après l’obtention de l’autorisation gouvernementale. Une fois le projet autorisé et amorcé, les impacts environnementaux sont matérialisés en bonne partie, et il devient malaisé de justifier le refus d’une autorisation pour l’expansion d’un projet en cours dans le but de protéger l’environnement parce que ce dernier est déjà dégradé alors que les bénéfices économiques sont devenus manifestes.

C’est d’ailleurs ce qui se produit dans Lemire c. Procureure générale du Québec, 2019 QCCS 1842, où est contestée la décision d’autoriser l’expansion d’une mine en milieu urbain en fonction de normes de contrôle du bruit plus permissives qu’initialement prévu. De 2009 et 2017, la mine est assujettie à des décrets successifs qui imposent des conditions d’exploitation requérant, grosso-modo, le respect des normes prévues par la Note d’instruction 98-01. Entre 2011 et 2016, le ministère de l’Environnement, du Développement durable et de la Lutte contre les Changements climatiques émet plusieurs attestations de non conformités aux conditions d’opération de la mine relativement au bruit. En 2017, l’exploitant minier obtient un décret l’autorisant à doubler sa capacité d’extraction en faisant plus de bruit. La Cour supérieure refuse d’invalider ce décret, et le dossier est maintenant en appel (Requête pour permission d’appeler et déclaration d’appel, 2019-06-20 (C.A.) 200-09-010041-199). Quelle que soit la conclusion du débat juridique, les documents afférents au processus menant au décret de 2017 indiquent que le refus d’autoriser l’expansion de la mine n’était « pas une option » (contra : §§145-153).

Dans la même veine, il est possible d’imaginer que le projet de Cuda fasse l’objet d’une première évaluation environnementale fondée sur une variante sans fracturation. Quelque temps plus tard, une fois le projet autorisé et amorcé, une demande d’autorisation visant à permettre la fracturation pourrait être accordée. Un tel scénario paraît plausible compte tenu de l’installation prévue de plateformes de forage multipuits, ce qui correspond d’avantage au modèle typique d’extraction par fracturation qu’au pompage de pétrole conventionnel en nappe libre :

“In practice conventional oil and gas, or the term of conventional resources, applies to oil and gas which can be extracted, after the drilling operations, just by the natural pressure of the wells and pumping or compression operations.

After the depletion of maturing fields, the natural pressure of the wells may be too low to produce significant quantities of oil and gas.

Different techniques may be used to boost production, mainly water and gas injection or depletion compression, but these oil and gas fields will still be conventional resources.

Beyond the use of classical methods on enhanced oil recovery or artificial lift, the oil and gas will be classified as unconventional.” (source)

Ici encore, une fois le projet de Cuda autorisé et amorcé, les impacts environnementaux seraient matérialisés en bonne partie, et il deviendrait moins aisé de justifier le refus d’accroître de la production grâce à la fracturation dans le but de protéger l’environnement parce que ce dernier serait déjà dégradé alors que les bénéfices économiques seraient devenus manifestes.

Ce contenu a été mis à jour le 10 juillet 2019 à 13 h 14 min.

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Michaelopivy

31 mars 2021 à 11 h 07 min

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PeterGoW

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PeterGoW

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PeterGoW

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PeterGoW

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