Canada: Risque de non-réalisation, flou juridique et projets énergétiques de compétence fédérale

• Des études récentes ont montré un risque élevé de non-réalisation des projets énergétiques assujettis à la compétence fédérale.
• Selon certaines évaluations, jusqu'à 40 % des projets en attente d'approbation du fédéral sont retirés ou interrompus par leurs promoteurs ou rejetés par les organismes de réglementation.
• Le risque global de non-réalisation des projets énergétiques les plus importants et controversés peut même être plus élevé.
• Nous cherchons à savoir de quelle façon le flou juridique contribue à ce risque.

Risque de non-réalisation : contexte

D'après la publication The Fate of Projects de la directrice du Natural Resources Centre de la Canada West Foundation, Marla Orenstein, il est manifeste que le risque de non-réalisation des projets canadiens assujettis à un examen par le fédéral est important. Voir Marla Orenstein, « What Now? The Fate of Projects », Canada West Foundation, novembre 2018.

Orenstein a passé en revue 86 projets (y compris des projets énergétiques) déposés sous le régime de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012) et a constaté qu'un peu plus du tiers d'entre eux (29 sur 86) avaient été abandonnés, interrompus ou retirés par leurs promoteurs ou rejetés par les organismes de réglementation. Sur ces 29 projets, cinq ont été abandonnés par leurs promoteurs avant le commencement de l'examen officiel du projet, 21 ont été interrompus par leurs promoteurs après le commencement, mais avant la fin de l'examen du projet et trois ont été rejetés par les organismes de réglementation.

Orenstein a fait observer que la durée de l'examen des projets auxquels les promoteurs ont mis fin a varié jusqu'à concurrence de 102 mois (ou environ 8,5 ans) et s'est élevée en moyenne à 41 mois (environ 3,5 ans). La durée de l'examen des projets qui ont été rejetés a varié jusqu'à concurrence de 124 mois (ou 10,3 ans) et s'est élevée en moyenne à 41 mois (ou environ 3,5 ans).

Finalement, Orenstein a conclu que le taux d'interruption et de rejet de ces projets avait augmenté. Avant 2015, seulement cinq demandes d'examen de projet sur les 31 projets qu'elle avait examinés avaient été interrompues ou rejetées, soit un taux d'environ 16 %. Au cours de l'année 2015 et par la suite, 20 demandes d'examen de projet avaient été interrompues ou rejetées sur les 50 projets qu'elle avait examinés, soit un taux de 40 %.

Dernièrement, MM. Bishop et Sprague ont décrit une situation similaire dans l'étude qu'ils ont menée pour l'Institut C.D. Howe intitulée « A Crisis of Our Own Making: Prospects for Major Natural Resource Projects in Canada », Institut C.D. Howe, commentaire n^o 534, février 2019. Les auteurs ont étudié 20 projets énergétiques (et sept projets miniers), d'un coût estimatif de plus 500 millions de dollars chacun. Six des 20 demandes d'examen de projet énergétique qu'ils ont étudiées (ou 30 %) avaient été abandonnées, interrompues ou retirées avant la fin de l'examen du projet.

Nous avons également pris part à une revue de projets, qui a porté sur l'examen de 14 grands projets énergétiques soumis à la compétence et au contrôle du fédéral. Voir Kurtis Reed, Bradley Grant, Cameron Anderson et Jonathan Drance, « Timing of Canadian Project Approvals: A Survey of Major Projects » (2016) 54:2 Alberta L. Rev. 311. Sur les 14 projets de compétence fédérale que comptait au départ notre revue de projets :

• deux (2) demandes d'examen de projet (Northern Gateway et Énergie Est) ont été abandonnées, interrompues ou retirées et un (1) autre projet (TMX) a été remanié de fond en comble ou a été nationalisé au cours du processus d'examen;
• trois (3) projets (gazoduc de la vallée du Mackenzie, nouvelle centrale nucléaire de Darlington et GNL Pacific NW) ont obtenu des approbations, mais ont été abandonnés, interrompus ou retirés avant le début de leur construction.

Cinq (5) autres projets (le barrage du site C, le barrage de Keeyask et le barrage de Muskrat Falls, ainsi que deux (2) projets de transport connexes (la ligne de transport d'énergie entre le Labrador et l'île de Terre-Neuve et le projet Maritime Link) ont été à deux doigts d'être abandonnés après avoir obtenu les approbations nécessaires, alors qu'ils étaient encore en construction. Tous les promoteurs des projets de barrage étaient des sociétés de la Couronne et les trois (3) projets sont devenus des enjeux électoraux dans les provinces. Les gouvernements provinciaux nouvellement élus ont procédé dans tous les cas au remplacement des gestionnaires de projets et ont soumis les projets à des enquêtes publiques ou à d'autres processus d'examen en vue d'établir s'il fallait les mener à bien ou les annuler. Même si, dans tous les cas, il a été décidé de mener les projets à bien, chacun des projets s'est heurté à un risque important de non-réalisation pendant le déroulement du processus d'examen applicable.

En fait, seulement trois (3) des 14 projets énergétiques soumis à la compétence du fédéral que comptait notre revue de projets ont été effectivement achevés sans avoir été interrompus, abandonnés, ni avoir subi une forme quelconque de « crise existentielle ». En outre, deux (2) des projets qui ont été menés à bien étaient des mines de sables bitumineux (expansion de la mine Jackpine et mine Joslyn North). Les approbations réglementaires de ces projets ont été si longues à obtenir que l'environnement opérationnel et stratégique avait considérablement évolué depuis leur élaboration. Chacun de ces projets a été ultérieurement abandonné ou vendu.

Seul un projet fédéral (la réfection de la centrale nucléaire Darlington) de notre revue de projets a plus ou moins progressé conformément aux attentes de départ de son promoteur.

Pour être juste, il faut reconnaître que ce degré de risque de non-réalisation ne peut être attribué seulement à un processus de réglementation fédéral précis ou au gouvernement fédéral dans son ensemble. Comme il a été observé par Orenstein :

Rôle du flou juridique

Les conditions économiques mondiales en pleine évolution, la transition opérée sur les marchés énergétiques et les caractéristiques économiques des projets constituent probablement la plus grande part du risque de non-réalisation. Mais les questions de réglementation et les litiges semblent également s'ajouter aux coûts et aux échéanciers prolongés et avoir par conséquent contribué dans une certaine mesure au risque de non-réalisation. Les facteurs suivants pourraient avoir contribué au flou juridique :

Absence d'orientations politiques ponctuelles

D'après certains promoteurs de projets et éminents observateurs, le gouvernement fédéral n'a pas formulé d'orientations politiques ponctuelles, uniformes et précises destinées au secteur de l'énergie en général et aux grands projets en particulier. Voir Association canadienne des producteurs pétroliers, « Submission of the Expert Panel Review of the Canadian Environmental Assessment Act », décembre 2016; Association canadienne de pipelines d'énergie, « Submission to the National Energy Board Modernization Expert Panel », mars 2017 et Business Council of British Columbia, « Submission to the Expert Panel Review of the Canadian Environmental Assessment Act », décembre 2016. Dans ce contexte, l'examen d'un grand projet peut devenir dans les faits une guerre par procuration portant sur les décisions en matière de politique nationale de l'énergie (que le Parlement et le Cabinet auraient dû prendre longtemps avant l'examen de la conformité du projet à la réglementation). La Canada West Foundation a bien étoffé ce point de vue :

Certaines observations portent à croire que les territoires qui se sont dotés d'orientations politiques extrêmement claires ont été en mesure de concevoir des processus d'examen de projets relativement plus ponctuels et prévisibles. Les exemples qui nous viennent à l'esprit sont les processus d'examen des projets de la Colombie-Britannique (appliqués aux projets de GNL et aux projets de BC Hydro), ceux de la FERC aux États-Unis (appliqués aux gazoducs, aux installations de distribution et au GNL) et ceux des projets d'infrastructure d'importance nationale (Nationally Significant Infrastructure Projects) au Royaume-Uni (appliqués aux projets énergétiques à faibles émissions de carbone, y compris la production d'énergie éolienne côtière et extracôtière, les biocarburants et même l'énergie nucléaire). Dans tous les cas, les orientations politiques claires et ponctuelles ont facilité l'examen et la mise en Suvre des projets énergétiques de manière relativement prévisible en conformité avec la politique gouvernementale. Pour des informations probantes sur la durée des examens de projets énergétiques dans différents territoires voir : Jonathan Drance, Glenn Cameron et Rachel Hutton, « Histoire de deux modèles : les délais d'examen des grands projets énergétiques », 8 juin 2017; Nathaniel Lichfield and Partners, « DCO: Friend or Foe? – Does the Nationally Significant Infrastructure Projects Regime Deliver Fast-Track Consents? », novembre 2015.

Processus et procédures

Le fédéral a eu tendance à adopter des procédures d'examen quasi judiciaires, en particulier pour les grands et controversés projets énergétiques. Ces procédures sont plus astreignantes et produisent des résultats moins prévisibles que dans d'autres territoires de référence, du moins pour ce qui est de la durée des examens. Au Royaume-Uni, les procédures d'examen ont été précisément conçues pour éviter la tenue d'audiences similaires à des procès ou les longues procédures écrites d'enquête préalable. En outre, la portée des examens de projets individuels est précisément ciblée pour éviter les nouveaux procès sur des questions déjà réglées par des politiques gouvernementales adoptées en conformité avec la législation sur l'examen des projets. En ce qui concerne la méthode et les étapes procédurales d'examen des projets qui s'appliquent au Royaume-Uni, voir l'analyse contextuelle de l'évaluation du processus d'examen des projets d'infrastructure d'importance nationale des professeurs Ben Clifford et Janice Morphet, « Infrastructure Delivery: the DCO Process in Context », juin 2017. Au Canada, quasiment tous les mémoires portant sur le projet de loi C-69 qui ont été présentés par le secteur de l'énergie ont souligné l'importance de prendre d'autres mesures afin de soumettre le processus d'examen des projets par le fédéral à un échéancier raisonnable qu'il faudrait respecter plus rigoureusement.

Normes évolutives sur la consultation des Autochtones

Des progrès ont été accomplis ces dernières années dans la définition des circonstances dans lesquelles la Couronne a l'obligation de consulter les peuples autochtones et, si nécessaire, de composer avec leurs revendications et leurs droits. Toutefois, les mesures précises qu'il faut prendre dans le cadre de l'exécution de cette obligation sont moins claires. Voir David Wright, « Federal Linear Energy Infrastructure Projects and the Rights of Indigenous Peoples: Current Legal Landscape and Emerging Developments », Bernard Roth, « Reconciling the Irreconcilable : Major Project Development in an Era of Evolving Section 35 Jurisprudence », 2018 83 S.C.L.R. (2d); David J. Mullan, « Évolution du droit administratif pertinent au droit et à la réglementation de l'énergie en 2018 », Energy Regulation Quarterly, 7:1 (2019). Les questions du caractère suffisant de la consultation et de l'accommodement se sont posées avec une acuité particulière dans le cadre des grands projets et des projets les plus politiquement controversés, notamment les projets d'aménagement linéaires, comme les pipelines et les lignes de transport. Ces installations linéaires peuvent traverser le territoire de nombreuses bandes autochtones distinctes et la question de savoir si la consultation de chacune des bandes a été suffisante s'est révélée extraordinairement difficile à gérer convenablement.

Absence de précision constitutionnelle

Le flou persiste quant à la portée, au contenu et à l'exclusivité du pouvoir de réglementer les entreprises fédérales – particulièrement à la lumière des théories judiciaires récentes et évolutives du fédéralisme coopératif. Au fil des ans et à des moments différents, la Cour suprême a adopté divers courants jurisprudentiels. Voir Peter Hogg, « Constitutional Law of Canada » v.1 (5th ed.); Peter Hogg et Rahat Gadil, « Narrowing Interjurisdictional Immunity », 42 Osgoode Hall Law Review (2008); Scott Carrière, « Not Your Grandfather's Co-Operative Federalism : Constitutional Themes at the Supreme Court Hearing of Redwater», ABlawg.ca, 2 avril 2018. Dans certains cas, la Cour a appliqué la doctrine de l'exclusivité des compétences afin de protéger un noyau de compétences fédérales exclusif et d'exclure ou de diminuer l'exercice d'une compétence provinciale susceptible d'avoir une incidence sur les entreprises fédérales. Toutefois, la tendance dominante de la jurisprudence récente a été d'appliquer les notions de base du fédéralisme coopératif et d'autoriser le maintien en vigueur d'un plus grand nombre de lois provinciales, du moins en l'absence de conflit législatif clair et important. La démarcation des pouvoirs est peut-être devenue floue. Pour avoir une idée des tendances conflictuelles en matière de compétence sur les entreprises fédérales dans la jurisprudence récente voir : Coastal First Nations v. British Columbia (Environment), 2016 BCSC 34 aux paragr. 41 à 76 et Reference re Environmental Management Act (British Columbia), 2019 BCCA 181 aux paragr. 65 à 91.

Normes de contrôle judiciaire floues

De nombreux tribunaux et observateurs canadiens estiment qu'à l'heure actuelle, la norme de contrôle judiciaire des mesures administratives n'est pas suffisamment précise. Voir Shaun Fluker, « The Great Divide on Standard of Review in Canadian Administrative Law», ABlawg.ca, 23 juillet 2018; Paul Daly, Struggling Towards Coherence in Canadian Administrative Law - Recent Cases on Standard of Review and Reasonableness », (2016) 62:2 McGill LJ 527. Cette imprécision vise notamment les circonstances dans lesquelles les tribunaux doivent appliquer la norme de la décision correcte ou la norme de la décision raisonnable, qui commande davantage de déférence, au moment de procéder au contrôle judiciaire d'une mesure administrative. L'application convenable de la norme aux situations particulières est également en jeu. Ces questions de droit administratif ont beaucoup d'importance pour les projets énergétiques de compétence fédérale. Au cours des dernières années, un certain nombre d'autorisations administratives de l'ONÉ ou d'autres organismes fédéraux ont été modifiées, infirmées ou cassées parce que les tribunaux ont ultérieurement appliqué la norme de la décision correcte ou la norme de la décision correcte de manière déguisée, sous couvert d'application théorique de la norme de la décision raisonnable.

Perspectives

Nous sommes à un tournant important.

L'adoption récente de la Loi sur l'évaluation d'impact a offert au gouvernement fédéral de nouvelles occasions de réévaluer et remodeler son approche des politiques et formalités qui ont une incidence sur l'approbation des projets. Même si l'adoption de la Loi a entraîné la mise à l'écart d'autres modèles institutionnels, comme le modèle de l'infrastructure d'importance nationale du Royaume-Uni, le gouvernement fédéral a toujours un certain nombre de choix à faire en ce qui concerne la mise en Suvre de son régime d'évaluation d'impact. Bien entendu, le gouvernement fédéral a toujours le pouvoir de faire de nouveaux choix explicites portant sur la politique nationale de l'énergie et sur les types généraux de projets qu'il faut encourager et faciliter. Dans la mesure où il veut adopter des politiques cohérentes, explicites et réfléchies et user judicieusement de son pouvoir de faciliter la procédure d'approbation de projets conformes à ces politiques, la prévisibilité et la cohérence des examens de projets par le fédéral pourraient augmenter au fil du temps et le risque de non-réalisation diminuer en conséquence.

Pour sa part, la Cour suprême est bien placée pour faire des choix cruciaux dans un avenir relativement rapproché à propos de diverses questions juridiques qui sont directement liées aux projets énergétiques.

• La question du caractère suffisant de la consultation des Autochtones dans le cas de l'agrandissement du réseau de Trans Mountain soulevée par la Première Nation Tsleil-Waututh se rendra vraisemblablement jusqu'en Cour suprême. Si le processus de consultation suivi dans ce cas par le gouvernement fédéral est approuvé, nous obtiendrons l'orientation la plus claire jamais obtenue jusqu'à présent sur la teneur d'une consultation suffisante, approfondie et rigoureuse des Autochtones et la teneur d'une consultation sur les projets de la plus grande importance nationale.
• L'agrandissement du réseau de Trans Mountain pourrait faire l'objet d'un débat en Cour suprême sur l'étendue et la portée de la compétence exercée sur les entreprises fédérales, et ce, dans le cadre de l'application de l'Environmental Management Act (Colombie-Britannique) à un pipeline sous réglementation fédérale. La Cour suprême pourrait saisir l'occasion d'apporter des précisions sur les enjeux persistants qui concernent la portée et le contenu du pouvoir de réglementation des entreprises fédérales et contribuer à circonscrire l'application des doctrines de la prépondérance, de l'exclusivité des compétences et du fédéralisme coopératif en constante évolution.
• Finalement, la Cour suprême a pris en délibéré un certain nombre d'affaires récentes qui soulevaient la question de la norme de contrôle judiciaire qu'il convient d'appliquer. Si la Cour adopte la norme de la décision raisonnable, en élargit la portée au fil du temps ou prescrit des lignes directrices claires d'évaluation du caractère raisonnable, la finalité du processus décisionnel du fédéral pourrait être améliorée et le risque de non-réalisation diminué.

Conclusion

Diverses formes d'incertitude juridique mettent en danger les importantes dépenses en immobilisations potentielles engagées pour les projets énergétiques, mais il ne s'agit pas seulement de cela. Si les projections à propos de la nécessité d'une décarbonisation en profondeur d'ici le milieu du siècle sont exactes, le Canada devra considérablement augmenter (et même doubler) sa production d'électricité au cours des 30 prochaines années, dans la mesure où de nombreuses utilisations finales qui sont actuellement alimentées par des combustibles fossiles devront faire l'objet d'une conversion à l'électricité à faible émission de carbone. Voir : Environnement et Changement climatique Canada, « Stratégie canadienne de développement à faible émission de gaz à effet de serre à long terme pour le milieu du siècle » (2016), p. 23 à 32.

Cette évolution nécessitera la mise au point d'un portefeuille plus large de sources d'énergie à faibles émissions de carbone, qui comprendra vraisemblablement de nouvelles grandes installations hydroélectriques, des centrales nucléaires neuves ou remises en état et diverses sources d'énergie renouvelable (dont bon nombre pourraient être situées sur des territoires domaniaux et dans les eaux fédérales ou relever par ailleurs de la compétence du fédéral) et qui seront probablement soumises à certaines formes d'examen des projets par le fédéral. Par conséquent, il deviendra de plus en plus nécessaire au fil du temps de se doter d'un processus d'examen des projets rationnel et efficace qui comporte moins d'incertitudes juridiques. En outre, l'inaction future aura non seulement des coûts financiers, mais se répercutera aussi sur la santé et le bien-être des Canadiens.

The content of this article is intended to provide a general guide to the subject matter. Specialist advice should be sought about your specific circumstances.