Délibérations du comité sénatorial permanent de
l'Énergie, de l'environnement et des ressources naturelles

Fascicule 9 - Témoignages - Séance du matin


CALGARY, le mardi 8 mars 2005

Le Comité sénatorial permanent de l'énergie, de l'environnement et des ressources naturelles se réunit aujourd'hui à 9 h 45 pour étudier de nouvelles questions concernant son mandat et en faire rapport.

Le sénateur Tommy Banks (président) occupe le fauteuil.

[Traduction]

Le président : Messieurs, merci d'être des nôtres. Je vous sais gré, nous vous savons tous gré d'être ici.

Je vous présente le sénateur Willie Adams, du Nunavut, le sénateur Lorna Milne, de l'Ontario, le sénateur Mira Spivak, du Manitoba, et le sénateur et ancien premier ministre de la Nouvelle-Écosse, bien sûr, John Buchanan.

Je m'appelle Tommy Banks et je représente l'Alberta. Je suis honoré d'être le président de ce comité. Vous avez devant vous certains membres du comité, pas tous.

Je précise que nous recevons aujourd'hui M. Harold Kvisle, président du conseil et président-directeur général de TransCanada Pipelines; M. Brian Chambers, directeur exécutif du Secrétariat du projet de gaz du Nord; M. Bob Reid, président de Mackenzie Valley Aboriginal Pipelines; et M. Bill Klassen, président du Comité d'étude des répercussions environnementales.

Je vous remercie d'être des nôtres ce matin. Nous avons jusqu'à midi trente environ. Je pense que nous voudrions entendre chacun de vous et je ne sais pas si vous avez eu la possibilité de converser ensemble, mais je crois que la façon la plus efficace de procéder serait de vous donner la parole à tour de rôle et de passer ensuite à la discussion, pendant laquelle nous vous inviterons à participer librement en temps opportun, si cela vous convient.

Je vous demanderai uniquement de faire des exposés aussi concis que possible, en n'oubliant surtout pas de nous dire ce que vous tenez à nous dire, afin que nous ayons du temps pour avoir une discussion cordiale après.

Avez-vous décidé qui parlera en premier? Sinon, je vais choisir de façon arbitraire.

Monsieur Kvisle, je vais aller de gauche à droite. Vous avez donc la parole.

M. Harold Kvisle, président et chef de la direction, TransCanada Pipelines : Je vous ai remis un mémoire. En fait, je vous ai remis deux choses. D'une part, il y a une petite brochure en papier glacé, de laquelle je vous parlerai plus tard. D'autre part, il y a, je vous rappelle, la documentation qui vous a été remise à l'avance. Elle contient un exposé de TransCanada Pipelines. Je vais rapidement passer cela en revue et traiter de quelques-uns des transparents.

Permettez-moi de parler un peu du classement du Canada dans la production énergétique nord-américaine et mondiale. Plutôt que de vous lire mon exposé, je voudrais simplement porter à votre attention certains des éléments les plus importants.

Tout d'abord, à la page 3, il y a un tableau qui ressemble à ceci. Ce tableau montre la production d'énergie primaire des principaux pays concernés en 2002.

Dans ce tableau, la ventilation est faite par pays. Il est intéressant de constater qu'en 2002, les États-Unis étaient toujours le plus grand producteur énergétique au monde, suivi par la Russie et la Chine, qui étaient à peu près à égalité. Vous constaterez qu'en Chine, la principale source d'énergie reste le charbon.

Ce que ce tableau montre essentiellement, c'est que le Canada est le cinquième producteur d'énergie primaire en importance au monde. On ne se rend pas toujours compte de cela, mais en regardant ce tableau, c'est frappant.

Nous sommes d'une taille à peu près semblable à celle de l'Arabie saoudite. La répartition des sources énergétiques est toutefois différente. Notre production de pétrole est inférieure à celle de l'Arabie saoudite, mais notre production de gaz naturel est considérablement plus élevée. Je rappelle donc que nous sommes le troisième plus grand producteur de gaz naturel au monde.

Le deuxième tableau, à la page suivante, porte plus particulièrement sur la situation nord-américaine. Je me rends compte que le vôtre n'est pas en couleur, mais je vous montre ici la version que j'en ai.

La bande du bas, qui a atteint son apogée vers 1973-1974, représente la production de pétrole des États-Unis.

Il y a eu d'énormes efforts de prospection géologique. Le nombre de puits forés sur le seul territoire des États-Unis représente des multiples du nombre de puits forés dans le reste du monde au fil du temps.

Les Américains ont donc une énorme avance sur le reste du monde pour ce qui est du développement, de l'exploitation et, maintenant, du début du déclin de leur réserve de base.

Nous allons connaître une courbe semblable pour le gaz naturel en Amérique du Nord, c'est-à-dire une augmentation de la production jusqu'à un sommet, pour ensuite passer à un déclin. Nous avons le sentiment d'avoir atteint ce sommet aujourd'hui, et d'être à la veille de voir notre production décliner.

Cette grande bande dans la partie supérieure du tableau représente la quantité de pétrole que les États-Unis importent annuellement. Nous estimons que les sables bitumineux canadiens et la mise en valeur des gisements de Fort McMurray, Cold Lake, Peace River et d'autres endroits semblables peuvent avoir une incidence considérable sur la situation énergétique de l'Amérique du Nord.

Avançons de deux pages. Sur la carte géographique, en haut de la page, tout ce qui est en rouge représente l'infrastructure des gazoducs de l'Amérique du Nord.

Il s'agit d'une grille d'infrastructure énorme. Elle nous sert très bien pour faire parvenir le gaz naturel des bassins de production de la côte du golfe du Mexique et de l'Ouest canadien aux grandes régions consommatrices des Grands Lacs et de la côte est des États-Unis.

Il s'agit d'un réseau très intégré. Je tiens surtout à préciser que le Canada est très fortement intégré au sein de la grille gazière nord-américaine et que nous trouvons que cela est bénéfique pour toutes les parties concernées.

Dans le tableau, au bas de la page, je tâche de montrer l'incidence que la production d'électricité a sur la demande de gaz en Amérique du Nord.

Cela est encore plus important en Ontario qu'ailleurs. La fermeture des centrales thermiques alimentées au charbon, l'obsolescence de certaines centrales nucléaires ainsi que la vigoureuse croissance économique de l'Ontario et l'augmentation de la demande d'électricité dans les secteurs industriels et résidentiels exercent des pressions énormes. D'où viendra la production d'énergie nécessaire?

En Ontario, actuellement, on propose la construction de centrales alimentées au gaz produisant plusieurs milliers de mégawatts.

Or, j'ai déjà précisé au gouvernement de l'Ontario que nous pouvons lui faire parvenir le gaz nécessaire, mais que ce ne sera pas du gaz bon marché. Ce gaz sera coûteux parce qu'aujourd'hui, si l'Ontario veut du gaz naturel pour produire de l'électricité, elle doit faire concurrence au marché de Chicago afin d'obtenir ce gaz.

Si nous pouvons accroître les approvisionnements provenant du Nord, cela peut avoir un impact considérable sur la situation et être très positif pour le secteur de la production d'électricité en Ontario.

À la page 7, nous montrons, dans un tableau, la demande de gaz naturel en Amérique du Nord. La bande jaune, dans la partie supérieure, montre quel impact le secteur de la production d'électricité va avoir.

Le tableau le plus important que j'ai à vous montrer aujourd'hui se trouve au haut de la page 8. Vous y voyez des bandes indiquant : États-Unis (autres), États-Unis Golfe du Mexique et États-Unis Rocheuses; il s'agit donc des trois bandes au bas du tableau.

Vous pouvez constater qu'elles semblent remarquablement planes. En fait, un examen historique permet de constater que la production de gaz aux États-Unis au sud du 48e parallèle est restée sensiblement inchangée depuis 1982. Il n'y a eu aucune croissance nette et pratiquement toute la demande supplémentaire de l'Amérique du Nord depuis 1982 a été absorbée par la production croissante de gaz de l'Ouest du Canada. Nous avons répondu à la demande du marché pendant tout ce temps-là.

Ce qui se passe aujourd'hui — vous voyez la bande intitulée WCSB, c'est-à-dire bassin sédimentaire de l'Ouest du Canada — c'est qu'à partir de 2000, notre production s'est également nivelée.

Nous avons réussi à faire passer la production de gaz de l'Ouest canadien de 4 milliards de pieds cubes par jour à 8 milliards de pieds cubes par jour puis à 12 milliards de pieds cubes et enfin à 16,5 milliards de pieds cubes par jour aujourd'hui. L'ennui, c'est que nous avons atteint notre vitesse maximale de production. C'est à peine si les 17 000 puits de gaz naturel forés annuellement réussissent à combler la diminution annuelle de production. Il s'agit de niveaux incroyablement élevés d'activité économique, mais c'est là que nous en sommes.

Le sénateur Milne : Il y a 17 000 nouveaux puits de gaz forés tous les ans?

M. Kvisle : Oui. À un millier près.

Le sénateur Buchanan : Où sont-ils situés?

M. Kvisle : En Alberta, pour la plupart.

Le sénateur Buchanan : Y en a-t-il en Saskatchewan?

M. Kvisle : Il y a du forage de puits de gaz dans le sud-ouest de la Saskatchewan. Il s'agit de gisements gazifières peu profonds.

Le président : Il y a aussi le nord-est de la Colombie-Britannique.

M. Kvisle : Il y a des puits dans le nord-est de la Colombie-Britannique, mais les grandes augmentations de production de gaz proviennent de la région de l'Alberta qui va de Calgary à Grande Prairie. C'est de cette région de l'Alberta que provient l'essentiel de la nouvelle production de gaz.

En ce qui concerne le tableau à la page 11, étant donné que nous faisons affaire avec beaucoup de prévisionnistes différents du prix du gaz, les prix indiqués là-dessus sont en devises états-uniennes. Désolé, cela aurait dû être indiqué là-dessus.

Si l'on remonte à 1995, on constate que le prix du gaz était d'environ 2 $ par millions de BTU, et qu'aujourd'hui, en moyenne, il est de 6 $ par millions de BTU.

Le prix du gaz a donc triplé, et cela est causé par le phénomène dont j'ai parlé plus tôt, à savoir que le secteur de production d'électricité réclame ce gaz. Il est prêt à offrir un prix plus élevé, au point d'empêcher le secteur industriel d'avoir accès à ce gaz. Or, lorsque le secteur industriel cesse d'utiliser le gaz, cela signifie habituellement qu'il y a ralentissement de l'activité économique concernée, ce qui n'est pas non plus très positif.

Pour ce qui est de toutes ces lignes qui s'entrecroisent, celles du milieu représentent les prévisions du prix du gaz effectuées par d'éminents experts en matière de prévision des prix du gaz.

Tout cela nous amène à dire que s'il n'y a pas de gaz provenant du Nord et pas d'importations en Amérique du Nord de gaz naturel liquéfié (GNL), le prix du gaz va inévitablement augmenter et, selon nous, dépasser 7 $. Nous ne sommes pas loin de ce chiffre aujourd'hui même. Si le gaz du Nord et le GNL interviennent, le prix pourrait être à ce niveau-ci. La réalité est donc quelque part entre les deux, mais cela représente notre fourchette de prix.

Enfin, le dernier tableau dont je vais vous parler, et je conclurai là-dessus, est à la page 12. Ce que je tire surtout de ce tableau, c'est qu'il existe une énorme infrastructure gazière en Alberta aujourd'hui. Nous sommes une entreprise qui exploite des gazoducs et nous acheminons 16 milliards de pieds cubes de gaz en Alberta, en Colombie-Britannique et dans le sud-ouest de la Saskatchewan.

M. Kvisle : Nous acheminons 16,5 milliards de pieds cubes par jour et, de cela, 70 p. 100 passent par le système de TransCanada pipeline. Les 30 p. 100 restants transitent par plusieurs autres systèmes.

Le système albertain qui figure sur cette carte est le système de transmission de gaz le plus important en volume de toute l'Amérique du Nord. Nous acheminons quotidiennement 10,5 milliards de pieds cubes, et nous avons une capacité de 14 milliards de pieds cubes.

C'est la capacité inexploitée du système albertain qui rend le projet de la vallée du Mackenzie plus économiquement intéressant qu'il ne le serait autrement.

Il y a 25 ans, le gazoduc de la vallée du Mackenzie aurait traversé l'Alberta jusqu'aux États-Unis pour se connecter aux réseaux états-uniens. Aujourd'hui, nous n'avons à construire que la moitié de ce gazoduc, soit 1 220 km, parce qu'une fois entrés sur le territoire de l'Alberta, nous disposons d'une capacité inexploitée et nous pouvons acheminer ce gaz à partir de là.

Je crois qu'en ce qui concerne le gaz de la vallée du Mackenzie, l'infrastructure actuelle peut être un facteur très positif. Dans le cas du projet de gazoduc de la route de l'Alaska, les volumes sont quatre fois plus importants et il nous faudra construire beaucoup d'infrastructures supplémentaires, mais pas autant que nous aurions dû en construire autrement.

Monsieur le président, je m'en tiendrai à cela pour l'instant. Je serai ravi de répondre à vos questions après.

Le président : Merci, monsieur Kvisle. Si vous voulez bien, nous allons d'abord entendre les autres témoins, ce qui nous permettra d'être mieux informés avant de vous poser des questions.

Monsieur Chambers, à vous la parole.

M. Brian Chambers, directeur exécutif, Secrétariat du projet de gaz du Nord : Je vous remercie, monsieur le président. Merci à vous ainsi qu'aux membres du comité et à son personnel pour nous avoir invités à vous rencontrer aujourd'hui.

Je vais vous présenter un mémoire qui, si je ne m'abuse, vous a été distribué avant que la réunion ne commence, ce matin. En voici la couverture. Vous pourrez donc suivre mes propos là-dedans.

Je compte essentiellement lire l'exposé, pas au complet, mais en suivant essentiellement le texte. Comme je l'ai dit, je compte vous présenter le contexte historique et législatif du régime de réglementation qui existe dans les Territoires du Nord-Ouest en abordant, plus particulièrement, l'étude du projet de gazoduc de la vallée du Mckenzie proposé par Imperial Oil Resources Ventures Limited au nom de ses divers associés.

Je passerai en revue le processus de coordination mis au point par les divers organismes de réglementation et les diverses administrations d'évaluation environnementale ayant des responsabilités dans le Nord ainsi qu'au Canada. Je compte également vous fournir une brève mise à jour sur l'état de l'étude du projet et faire quelques observations sur les étapes à venir pour l'étude en question.

Comme je l'ai déjà dit, je crois qu'il est très important, pour tâcher d'appréhender le régime de réglementation qui existe dans les Territoires du Nord-Ouest, de bien comprendre comment il s'est élaboré au fil des ans.

Il s'agit d'un régime très jeune, presque naissant, qui se caractérise par un certain nombre d'événements historiques et contemporains. Ensemble, ces éléments expliquent comment nous en sommes parvenus au cadre actuel de réglementation et d'évaluation environnementale.

Il est important donc de rappeler l'existence de très anciens traités entre la Couronne et les Premières nations du Nord ainsi que les règlements récemment conclus de revendications territoriales avec bon nombre de ces Premières nations.

Le règlement de revendications territoriales et la mise en œuvre des ententes en découlant au cours des décennies 1980 et 1990 ont mené à la mise sur pied d'organismes cogérés d'évaluation environnementale et de réglementation qui confèrent aux peuples autochtones septentrionaux un rôle important pour les décisions qui touchent la mise en valeur de leurs terres ancestrales traditionnelles et des régions contiguës.

Présentons les choses dans leur contexte historique. Les audiences tenues au cours des années 1970 relativement à un gazoduc le long de la vallée du Mackenzie jusqu'au sud, en Alberta, ont directement mené, selon moi, à la création d'organismes de réglementation cogérés et d'administrations responsables des évaluations environnementales. Ces organismes et ces administrations ont donné aux Premières nations du Nord, aux Autochtones septentrionaux, un rôle très important à jouer et leur ont conféré une importance considérable pour la tenue de ces études.

Mon collègue et ami, M. Bill Klassen, vous parlera probablement de façon plus détaillée de ces questions, relativement à son travail avec les Inuvialuits.

Le régime septentrional inclut les organismes d'évaluation environnementale et de réglementation qui ont été conçus pour la région désignée des Inuvialuits et pour la vallée du Mackenzie, qui, bien sûr, est la région géographique que traverserait le gazoduc projeté.

Divers organismes septentrionaux ont adopté et mis au point des méthodes de fonctionnement coordonnées. En outre, divers organismes fédéraux et territoriaux ont un rôle à jouer pour l'étude du projet.

Bien sûr, ces travaux et ces discussions entre organismes et organisations multiples ont commencé bien avant qu'Imperial Oil ne présente sa proposition, que j'appellerais le projet de gazoduc du Mackenzie, parce qu'il y a d'autres entreprises associées à cette proposition.

Ces discussions se sont amorcées bien avant que la proposition n'ait été présentée, l'automne dernier. En fait, les organismes responsables des évaluations environnementales et de l'étude de la réglementation avaient déjà entrepris de se consulter dès 2000. Ces organismes se sont réunis en 2001 pour établir un cadre souple visant à orienter leur examen des possibilités et des options de coordination pour la construction d'un gazoduc septentrional.

Il en est résulté le plan de coopération pour l'étude d'impact et l'examen réglementaire du projet de gazoduc du Nord, qui passerait au travers des Territoires du Nord-Ouest.

Il s'agit d'un document publié en 2001, qui ne faisait pas particulièrement référence au projet de gaz Mackenzie parce que, comme je l'ai mentionné, aucun projet particulier n'avait été déposé auprès des agences de réglementation à cette époque.

Ce document donnait deux options de tracé pour le transport du gaz naturel à partir de l'Arctique, du bassin de Beaufort et du delta du Mackenzie, vers les marchés du sud. À l'époque, il parlait de ce qu'on appelle le tracé extracôtier, une route qui pourrait amener le gaz naturel de la pente nord de l'Alaska à travers le delta du Mackenzie puis la vallée du Mackenzie vers l'Alberta.

Le plan de coopération s'est tout d'abord penché sur l'amélioration de l'efficacité pour approuver avec clarté et certitude l'étude d'impact et les processus réglementaires.

Alors que le plan de coopération se concentre sur un travail dans les limites du cadre constitutionnel, légal et politique, il cherche à identifier, à créer et à optimiser les possibilités d'une meilleure efficacité en termes de réglementation.

Le point suivant, je souhaiterais l'éclaircir parce qu'il existe dans certains domaines au sein de certaines organisations, ainsi que de la part de certaines personnes, l'idée que d'une certaine façon ce plan de coopération créerait un régime réglementaire dans le Nord.

Cela est tout à fait faux. En fait, le plan de coopération dessine un cadre ou un plan général ou encore une approche des agences de réglementation existantes, des agences d'évaluation de l'environnement, afin qu'elles travaillent de concert à cet examen de l'important projet de gazoduc du Nord.

Le plan de coopération n'a rien créé, excepté une approche très claire pour ces agences qui existent depuis un certain nombre d'années et, dans certains cas depuis des décennies — je parle également des agences fédérales, telles que l'Agence canadienne d'évaluation environnementale et de l'Office national de l'énergie, ONÉ — afin qu'elles travaillent de concert pour examiner cet important projet de gazoduc du Nord.

En réalité, le plan de coopération a pris tout son sens par la concrétisation de trois accords qui rajoutent des détails précis au cadre coopératif et déterminent de façon plus précise les rôles et les responsabilités de chacune de ces agences dans les processus d'évaluation de l'environnement et les processus réglementaires. Pour votre information, nous donnons ci-joint la liste de ces accords.

Ces accords, bien sûr, ont mené à la création d'une commission mixte d'évaluation et c'est cette commission qui mènera l'évaluation environnementale du projet du gaz Mackenzie. D'autres agences mèneront les examens réglementaires.

Ces agences sont dotées d'une structure de gouvernance qu'on appelle le projet de gaz du Nord, l'étude d'impact et le Comité exécutif des directeurs des agences de réglementation. C'est de ce comité que relève le secrétariat du projet de gaz du Nord, duquel nous relevons nous-mêmes.

Notre rôle est de coordonner les processus d'audience publique et d'encourager la communication et la coopération parmi les différentes agences de réglementation.

Les quatre agences ou organisations qui sont représentées ici sont des agences qui ont des mandats d'audiences publiques. La commission mixte d'évaluation, comme je l'ai mentionné, mènera l'évaluation environnementale du projet. L'Office national de l'énergie mènera l'examen principal de la réglementation du projet et l'Office national de l'énergie, comme vous le savez, considère les péages, les taux, ainsi que la viabilité économique du projet et les conditions du marché afin de déterminer le besoin d'un gaz provenant du Nord.

Les autres agences de réglementation avec des mandats d'audiences publiques sont l'Office des eaux des Territoires du Nord-Ouest et l'Office des terres et des eaux de la vallée du Mackenzie.

Le Comité exécutif des directeurs d'agence de réglementation, comme je l'ai mentionné, est soutenu par le secrétariat du projet de gaz du Nord et forme un forum par lequel toutes les parties prenantes avec des mandats d'audiences publiques mettent en œuvre des approches coopératives efficaces et harmonisées afin d'éviter la duplication.

Le Comité exécutif des directeurs d'agence de réglementation se rencontre régulièrement afin d'échanger des informations sur des affaires de processus. Je veux souligner cela également, parce que ce sont des commissions indépendantes et lorsqu'elles se rencontrent, elles échangent des informations et organisent leurs audiences publiques, elles ne rentrent pas dans le détail du contenu des documents et preuves qui leur ont été présentés.

Ils se réunissent afin de prendre, de façon coordonnée, les décisions qui relèvent de leur mandat et dont ils ont le contrôle, lorsque c'est faisable et opportun.

D'autres comités de coordination ont été mis sur pied, mais je n'entrerai pas dans les détails de ces comités ce matin. Vous trouverez dans les documents les renseignements portant sur la coordination entre les agences de réglementation fédérales et territoriales.

Je vais maintenant vous parler de l'état actuel de l'examen du projet gazier Mackenzie. Je vous suggère de consulter le tableau qui se trouve à la page 6 pendant que je lirai le texte qui occupe les deux pages suivantes.

Bien entendu, il a fallu attendre que des demandes et des propositions réelles soient déposées auprès des organismes compétents avant d'entreprendre l'examen du projet gazier Mackenzie.

Ce processus a été amorcé en 2003, alors qu'était présentée une trousse d'information préliminaire, qui contenait des renseignements généraux au sujet du projet gazier Mackenzie et qui indiquait que le promoteur avait l'intention de déposer une demande plus exhaustive.

Les autorités compétentes en matière d'évaluation environnementale ont étudié cette trousse d'évaluation préliminaire. Je vous signale, à titre d'information, que ces autorités compétentes sont l'Agence canadienne d'évaluation environnementale, le Comité d'étude des répercussions environnementales des Inuvialuits, dont M. Klassen vous parlera plus tard, ainsi que l'Office d'examen des répercussions environnementales de la vallée du Mackenzie.

Suite à leur étude de la trousse d'information préliminaire, les trois organismes ont renvoyé le dossier à une commission d'examen conjoint, qui constitue le niveau le plus élevé et le plus strict d'évaluation environnementale au Canada. Il s'agit d'un processus qui a été abordé et décrit dans le plan de coopération.

En août 2004, les sept membres de la Commission d'examen conjoint ont été nommés et ce sont vu accorder des pouvoirs en vertu de l'un des accords qui a été signé dans le cadre du plan de coopération. La Commission d'examen conjoint a reçu le mandat d'examiner les impacts et les conséquences environnementales du projet gazier Mackenzie.

L'entente et l'examen prévus sont conformes aux obligations stipulées par trois documents : la Convention définitive des Inuvialuits, la Loi sur la gestion des ressources de la vallée du Mackenzie et la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale.

Comme je l'ai dit précédemment, en octobre dernier, la société Imperial Oil Resources Ventures a déposé, auprès de l'Office national de l'énergie, des demandes en vertu de la Loi sur l'Office national de l'énergie et de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada.

L'Office national de l'énergie a reçu trois demandes de mise en valeur. Je tiens à souligner que je n'entrerai pas dans les détails techniques de ces demandes. Le moment ne serait pas opportun pour le faire, et, en outre, je n'ai pas les qualifications requises pour m'étendre sur le sujet.

De façon générale, les trois demandes d'approbation de plan de mise en valeur concernent des champs de gaz naturel, que l'on qualifie de champ de filtre à gaz pour le projet gazier de la vallée du Mackenzie. Ces champs sont situés au nord d'Inuvik dans le delta du Mackenzie. Il s'agit de champs terrestres; ils ne se trouvent pas dans la mer de Beaufort. Si le projet est approuvé, le promoteur devra obtenir l'autorisation de construire un réseau de collecte afin de rassembler le gaz provenant des champs et de l'acheminer vers une installation principale de traitement dans la région d'Inuvik. Le promoteur devra en outre obtenir l'autorisation de construire un gazoduc d'un diamètre de 30 pouces à partir d'Inuvik jusque dans le nord-ouest de l'Alberta. M. Kvisle en a fait mention dans son exposé. Il faudra également un pipeline parallèle de plus faible diamètre pour transporter les liquides de gaz naturel qui seraient traités et séparés du gaz naturel à l'installation d'Inuvik. Les liquides seraient acheminés à Norman Wells, puis transportés jusqu'en Alberta par l'entremise du pipeline existant de Norman Wells.

Parallèlement, Imperial Oil Resources Ventures Limited a déposé une étude d'impact environnemental auprès de la Commission d'examen conjoint. Ce document contient 10 000 pages et fait actuellement l'objet d'une étude par la Commission d'examen conjoint.

Tel que prévu par le plan de coopération, la Commission d'examen conjoint et l'Office national de l'énergie assurent la coordination de leurs processus respectifs d'audiences publiques. Au cours des derniers mois, mon équipe et moi avons animé des séances d'information dans de nombreuses collectivités de la vallée et du delta du Mackenzie afin de fournir des renseignements au grand public et aux habitants des collectivités qui seraient le plus touchées par le projet. Nos séances d'information portaient sur l'examen et sur la façon dont ces collectivités peuvent y participer.

Plus précisément, il est indiqué au tableau de la page 6 que la Commission d'examen conjoint et l'Office national de l'énergie ont terminé la première étape de l'examen qu'ils effectuent. Il s'agit d'un examen initial. Les deux organismes en sont actuellement à la deuxième étape de leur processus d'examen.

La deuxième étape consiste en un processus par écrit qui permet aux promoteurs, aux groupes d'experts et aux participants inscrits d'échanger des renseignements et de poser des questions par écrit, dans le cadre des examens environnemental et réglementaire.

À l'heure actuelle, les comités de la Commission d'examen conjoint et de l'Office national de l'énergie en sont à l'étape d'analyse technique de leur examen du projet.

Lors de la troisième étape, des audiences publiques permettront à la population et aux spécialistes techniques d'exprimer directement aux membres des comités leurs observations sur les informations qu'auront reçues les comités.

Actuellement, la Commission d'examen conjoint recueille des renseignements supplémentaires de nature environnementale, sociale et économique que fournissent les promoteurs. La commission a écrit une lettre aux promoteurs pour leur demander les renseignements pertinents.

Lorsque la Commission d'examen conjoint estimera avoir obtenu suffisamment d'information pour tenir des audiences publiques, elle annoncera les lieux et dates de ces audiences.

L'automne dernier, les autorités de réglementation fédérales ont convoqué des spécialistes techniques provenant de divers ministères fédéraux afin que ces spécialistes partagent leurs connaissances précises et afin qu'ils rendent compte des conclusions de leur examen initial indépendant de l'étude d'impact environnemental.

En décembre dernier, les autorités fédérales de réglementation ont déposé, auprès de la Commission d'examen conjoint, un rapport qui fait état des lacunes en matière d'information recensées par ces autorités dans l'étude d'impact environnemental préparé par les promoteurs du projet gazier Mackenzie.

Depuis le dépôt du rapport, la Commission d'examen conjoint a demandé au promoteur du projet gazier Mackenzie et au comité conjoint de coordination, qui représente les autorités fédérales de réglementation, de trouver la meilleure façon de remédier à l'insuffisance des informations afin que la Commission d'examen conjoint puisse amorcer l'étape des audiences publiques.

Pour ce qui est du volet réglementaire, l'Office national de l'énergie et le personnel concerné étudient les documents, tout comme le personnel de la Commission d'examen conjoint. En outre, l'Office national de l'énergie a lancé un processus d'échange d'information par écrit avec les promoteurs du projet gazier Mackenzie.

L'Office national de l'énergie rendra bientôt public un programme mis à jour, qui contiendra les échéanciers révisés qui ont été suggérés par l'Office national de l'énergie en ce qui concerne la tenue des audiences publiques.

En vertu de l'échéancier prévu par le plan de coopération, une fois que les audiences publiques seront terminées, la Commission d'examen conjoint disposera d'un créneau de six mois pour tenir des audiences publiques dans toute la vallée du Mackenzie. Bien que l'Office national de l'énergie ne doive obéir à aucun échéancier strict, je m'attends à ce que les audiences publiques initiales soient tenues lors de cette étape également.

Comme je le disais, après les audiences publiques, l'Office national de l'énergie suspendra son processus d'audiences afin de prendre connaissance des recommandations qui seront formulées par la Commission d'examen conjoint dans son rapport adressé au gouvernement.

Les travaux de l'Office national de l'énergie seront suspendus jusqu'à ce que le gouvernement ait répondu au rapport de la Commission d'examen conjoint. Par la suite, l'Office national de l'énergie étudiera les recommandations contenues dans ce rapport, de même que la réponse du gouvernement, et prendra la décision réglementaire d'accorder ou non un permis, que l'on appelle certificat d'utilité publique.

Avant de rendre sa décision, l'Office national de l'énergie tiendra compte de tous les intérêts en jeu afin de déterminer si le projet est réellement conforme à l'intérêt public des Canadiens.

D'autres organismes de réglementation ont un rôle à jouer dans ce processus, comme c'est le cas pour les administrations provinciales au palier provincial. Néanmoins, comme c'est le gouvernement fédéral qui assume une bonne partie des responsabilités de réglementation dans les Territoires du Nord-Ouest, les ministères fédéraux exercent des fonctions à cet égard.

Jusqu'à maintenant, les autorités compétentes n'ont reçu aucune demande de permis ou autorisation qui serait exigés du promoteur, et cela se comprend.

Pour être plus précis, si le projet était approuvé, les promoteurs devraient obtenir des autorisations de franchissement de cours d'eau, qui sont gérées par Transports Canada. Il leur faudrait également obtenir des permis de pêche du ministère des Pêches et des Océans. Les promoteurs devraient en outre se voir accorder des permis d'accès par Environnement Canada, par exemple, pour obtenir le droit d'accès au refuge d'oiseaux de l'île Kendall.

Divers ministères fédéraux auraient donc un rôle à jouer en matière de réglementation mais, jusqu'ici, ils n'ont encore reçu aucune demande.

De même, si le projet allait de l'avant, ses promoteurs devraient solliciter des permis d'utilisation du sol et des concessions d'eau auprès des offices du Nord ayant des mandats d'audiences publiques, offices dont j'ai parlé plus tôt : l'Office des eaux des Territoires du Nord-Ouest et l'Office des terres et des eaux de la vallée du Mackenzie. Or aucun de ces deux offices n'a encore reçu de demande de la part des promoteurs.

Pour résumer, d'après les nouvelles les plus récentes fournies par le Comité des présidents des organismes de réglementation, sur les quatre offices ayant des mandats d'audiences publiques, y compris l'Office national de l'énergie et la Commission d'examen conjoint, la réunion la plus récente a eu lieu à la mi-février.

Lors de cette réunion, ils ont réitéré leur engagement aux objectifs du plan de coopération et à un examen transparent, en temps opportun, du projet gazier Mackenzie. Comme je l'ai dit plus tôt, la Commission d'examen conjoint et l'Office national de l'énergie attendent pour l'instant des renseignements complémentaires des promoteurs, avant de pouvoir organiser des audiences publiques au sujet du projet.

Entre-temps, ils ont convenu d'appuyer l'organisation d'une conférence de planification préalable aux audiences, probablement en juin, afin de définir plus précisément la façon dont ils entendent tenir les audiences publiques, qui devraient commencer à la fin de l'été, ou cette année.

Voilà qui termine mon exposé, monsieur le président.

Le président : Merci beaucoup, monsieur.

Monsieur Reid, à vous la parole.

M. Robert J. Reid, président, Mackenzie Valley Aboriginal Pipeline : Merci beaucoup. Bonjour. Nous sommes très heureux de pouvoir vous présenter la Mackenzie Valley Aboriginal Pipeline Limited Partnership, que nous appelons Aboriginal Pipeline Group, ou APG, pour gagner du temps.

Histoire de mettre les choses en contexte, je voudrais préciser que l'Aboriginal Pipeline Group a négocié le droit d'acquérir un intérêt d'un tiers dans le pipeline de la vallée du Mackenzie.

Nous sommes ainsi au nombre des cinq propriétaires, je suppose. Les autres sont Imperial Oil, ConocoPhillips Canada, Shell Canada et ExxonMobil Canada, et TransCanada Pipelines joue également un rôle important dans le projet.

Je vais concentrer mes remarques sur l'APG, sa genèse et la façon dont nous en sommes arrivés à acquérir un intérêt d'un tiers dans ce projet majeur. Je parlerai également des avantages importants que les communautés autochtones des Territoires du Nord-Ouest retireront du projet.

Je suivrai généralement les commentaires que j'ai préparés et dont on vous a distribué un exemplaire, je crois. C'est le document écrit en grosses lettres, pour ceux d'entre nous qui ont besoin de lunettes de lecture.

L'APG est une coalition unique en son genre de trois des quatre groupes autochtones de la vallée du Mackenzie, dans les Territoires du Nord-Ouest.

Notre mandat est d'optimiser le rendement financier à long terme du pipeline pour les groupes autochtones, grâce à la part que nous détenons.

L'APG est une affaire qui fournira une source de revenus à long terme pour les peuples autochtones. Par le passé, les groupes autochtones ont trop souvent participé aux projets uniquement durant la phase de construction. Dans le cas du pipeline qui nous intéresse, cette phase de construction durera deux ans.

Grâce à la part détenue dans le pipeline, par contre, les groupes autochtones des Territoires du Nord-Ouest bénéficieront d'un apport de revenus aussi longtemps que le gaz circulera dans le pipeline, soit à long terme.

L'origine de l'APG remonte à janvier 2000, quand Harry Deneron, qui était alors chef de la bande de Fort Liard, a réuni les leaders autochtones des Territoires du Nord-Ouest, à Fort Liard.

Lors de cette réunion, ils ont envisagé d'acquérir ou de s'efforcer d'acquérir un intérêt d'un tiers dans le pipeline de la vallée du Mackenzie.

En juin de la même année, a eu lieu une deuxième réunion, à Fort Simpson, lors de laquelle l'APG a été officiellement créée, avec comme mission d'optimiser les occasions d'affaires à long terme pour les groupes autochtones, grâce à l'acquisition d'une part du pipeline.

Très vite, en juin 2001, le groupe a négocié un protocole d'entente avec le Mackenzie Delta Producers Groups, soit le groupe des quatre producteurs que j'ai nommés plus tôt : Imperial Oil, ConocoPhillips, Shell et ExxonMobil.

Ils envisageaient, bien sûr, de raccorder les réserves de gaz naturel du delta du Mackenzie au réseau de pipeline albertain, grâce à la construction du pipeline de la vallée du Mackenzie. L'accord conclu avec les producteurs donnait à l'APG le droit d'acquérir un intérêt d'un tiers dans le pipeline de la vallée du Mackenzie.

Pour exercer ce droit, par contre, il fallait des avoirs faisant défaut à l'APG qui était essentiellement un amalgame de trois des quatre groupes autochtones de la vallée.

Il a fallu deux années entières pour réunir les fonds voulus. Nous sommes allés à Ottawa et avons demandé au gouvernement fédéral de nous accorder un financement. On nous a dit en réponse de chercher ce financement dans le secteur privé, ou je suppose qu'on nous y a encouragé. C'est que nous avons fait.

En juin 2003, l'APG a annoncé qu'il avait obtenu un financement auprès de TransCanada Pipelines pour la phase préalable à la mise en valeur.

Par phase préalable à la mise en valeur, on entend la phase allant de la soumission de la demande, qui a eu lieu le 7 octobre, à l'approbation de cette demande, à la fin du processus de réglementation, que l'on espère à présent obtenir durant l'automne de 2006.

TransCanada a donc répondu à notre appel et fourni à l'APG, pour l'intérêt d'un tiers dans le projet, les fonds voulus durant cette période très risquée. Le financement prend la forme d'un emprunt, qui sera remboursé grâce à notre part des recettes, une fois que le pipeline commencera à fonctionner.

Notons cependant un point important : si le pipeline n'était pas approuvé ou si la demande n'était pas reçue, TransCanada a convenu de dispenser l'APG du remboursement du prêt. Ainsi donc, l'accord n'expose à aucun risque l'Aboriginal Pipeline Group ni les peuples de la vallée du Mackenzie.

Je voudrais insister encore sur le fait que l'accord a été négocié par les peuples autochtones pour les peuples autochtones. Je ne peux pas m'en glorifier. Quant à moi, je me suis joint à l'APG après la conclusion de l'entente, à l'automne de 2003.

Notre conseil d'administration est autochtone à 100 p. 100. Il convient de le féliciter d'avoir entrepris des négociations aussi importantes, et décider d'acquérir un intérêt dans ce projet majeur.

Maintenant que notre position dans le projet est fermement établie, nous nous préoccupons des modalités du financement à long terme qui sera nécessaire pour assumer notre part des coûts de construction.

Comme je viens de le dire, le financement accordé par TransCanada nous couvre jusqu'à l'engagement à construire ou l'approbation accordée par les organismes de réglementation, à l'automne 2006. Après cela, c'est à nous de réunir le reste des fonds nécessaires pour acquérir notre part.

Le président : Pardon, Bob, avant de vous laisser continuer, j'aurais besoin d'une clarification. Quand vous dites en bas de la page précédente avoir mis en place tout le financement nécessaire en août de cette année, vous parlez du stade préparatoire, n'est-ce pas?

M. Reid : Bonne question. Je vais m'expliquer.

Je paraphrase beaucoup et ne suis pas mes notes mot pour mot. Ce qui est indiqué dans le document est exact. En août de l'année en question, c'est-à-dire 2003, nous avons obtenu des Delta Producers et des gouvernements fédéral et territoriaux, ainsi bien sûr que de TransCanada tout le financement voulu pour devenir partenaire à un tiers dans le projet.

Mais le financement dont nous avons convenu avec les Delta Producers est un financement de sûreté. Il nous permettrait d'aller de l'avant si n'étions pas en mesure d'obtenir un financement dans le domaine de l'investissement commercial.

Les Delta Producers nous ont accordé un financement de sécurité qui nous permettrait d'assumer nos responsabilités lors de la phase de construction. Pour l'instant, les gouvernements fédéral et territoriaux paient nos coûts d'exploitation, nos salaires, nos coûts de déplacement, les frais juridiques, et cetera.

Toutefois, le crédit de sûreté n'est pas un intérêt particulièrement désirable. Il existe, et nous sommes heureux de l'avoir, mais nous nous efforcerons d'obtenir un meilleur taux sur le marché commercial.

Maintenant que nous avons fermement établi notre position dans le projet, nous nous penchons sur l'obtention d'un financement à long terme, financement qui serait, nous l'espérons, à un taux nettement meilleur que le crédit de sûreté que nous accordent les producteurs.

L'entente elle-même est simple. Nous entendons nous adresser au marché commercial pour emprunter les sommes nous permettant d'investir dans le pipeline. Il s'agira de 70 p. 100 d'emprunt et de 30 p. 100 de capitaux propres. La dette sera financée par un consortium de banques canadiennes.

Les banques expriment un intérêt marqué pour notre financement. Comment, demanderez-vous, une organisation comme l'APG, qui ne dispose d'aucun avoir, est-elle en mesure d'emprunter plus d'un milliard de dollars sur le marché commercial?

La réponse tient aux contrats d'expédition à long terme signés par les producteurs avec le pipeline, afin d'assurer le transport de leur gaz du delta à l'Alberta.

En bref, ces contrats d'expédition à long terme fournissent aux banques la garantie qui leur permet de nous accorder un financement.

Le président : Pour les 70 p. 100?

M. Reid : Oui, pour les 70 p. 100.

Le président : Où allez-vous obtenir les avoirs propres?

M. Reid : Les avoirs propres proviendront de deux sources. Nous avons deux possibilités. La première est d'emprunter les sommes, dans le cadre d'un emprunt subordonné, à un taux d'intérêt plus élevé; ce serait alors jouer deux fois de l'effet de levier de notre position de propriétaire.

La deuxième possibilité est plus probable. D'après des discussions menées l'automne dernier avec des placeurs de Toronto, il y aurait notamment deux organismes qui seraient prêts à constituer nos avoirs propres à un taux plus intéressant que celui accordé à un emprunt subordonné : le Fonds de retraite des enseignantes et des enseignants de l'Ontario et Borealis Capital. Ils deviendraient propriétaires de nos avoirs, sans acquérir de majorité. Il est entendu que les groupes autochtones conserveront le contrôle de l'APG à tout moment.

Il est donc possible d'avoir recours à un partenaire, comme Borealis Capital ou le Fonds de retraite des enseignantes et des enseignants de l'Ontario, ou d'autres, qui seraient disposés à fournir notre part de fonds propres.

Le président : Excusez-moi de vous arrêter encore, mais je voudrais des précisions. Est-ce un cas où l'investisseur, le groupe des enseignants, par exemple, constituerait 30 p. 100 des avoirs propres, en réclamant 49 p. 100 des intérêts?

M. Reid : Non, non, cela ne ferait pas notre affaire. Les discussions ne sont pas très avancées mais l'idée semble être d'accorder aux investisseurs dans les capitaux propres des actions d'un type particulier, comportant droit de vote. Il y aurait corrélation avec le pourcentage des fonds propres, soit 30 p. 100 environ.

Le président : Je vous remercie.

Le sénateur Spivak : J'ai juste une petite question. Et les frais d'intérêt, pendant tout ce temps? D'où est censé venir cet argent?

M. Reid : Prenons par exemple le prêt de TransCanada. Là, les intérêts s'accumulent et seront payés grâce à la part de notre financement de fonctionnement, une fois que le pipeline est installé et fonctionne.

Le sénateur Spivak : Et tous les autres emprunts?

M. Reid : Les autres emprunts, qui, je vous le rappelle, restent à négocier, seront requis à partir de l'automne 2006. Là encore, les intérêts s'accumuleront durant la construction et seront remboursés grâce à notre part des recettes.

Je devrais préciser que le coût de la dette, l'intérêt de la dette, est immobilisé comme provision pour fonds utilisés durant la construction (PFUDC), pratique commune en matière de construction de pipelines.

Le président : Merci, désolé pour les interruptions.

M. Reid : Je vous en prie. C'étaient de bonnes questions.

Les fonds restants après remboursement de notre emprunt et les coûts administratifs, les coûts de fonctionnement de l'APG, seront distribués à nos actionnaires sous forme de dividendes.

Je voudrais préciser que dans le cadre réglementaire canadien, le coût des emprunts est répercuté sur les personnes acquittant les droits de péage ou les expéditeurs. Le coût des capitaux propres, par contre, ne l'est pas. C'est un véritable coût pour l'APG.

Le profit de l'APG tiendra donc essentiellement à l'écart entre le rendement approuvé ou autorisé des capitaux propres et notre coût pour ces capitaux propres. C'est pourquoi votre question tout à l'heure était on ne peut plus pertinente.

Pour acquérir nos capitaux propres, nous disposons de plusieurs options. Il nous faut vraiment obtenir l'emprunt pour nos capitaux propres au meilleur taux possible, afin d'optimiser l'écart entre le coût des capitaux propres et le rendement approuvé de ces mêmes capitaux.

À la suite d'améliorations apportées plus tard au protocole d'entente de départ, la propriété et les dividendes de l'APG sont susceptibles d'augmenter au fur et à mesure qu'augmentent les volumes du pipeline. Ainsi, l'AGP dispose de dix ans à compter du lancement des opérations du pipeline, pour optimiser sa propriété.

Nous avons ici des exemples des dividendes envisageables. Ils s'inspirent de projections pour le rendement des capitaux propres, pour le coût des capitaux propres et, dans une petite partie, pour le fonctionnement de l'APG. Avec un débit de un milliard de pieds cubes par jour, débit probable pour le pipeline que l'on va installer, les dividendes annuels sont estimés à 12,5 millions de dollars pendant chaque année des vingt premières années.

Le chiffre passe à 21 millions par an, avec un débit de 1,5 milliard de pieds cubes par jour.

Les dividendes sont considérables et c'est pourquoi nous sommes fiers de l'accord conclu qui fournira aux communautés autochtones des bénéfices à long terme.

Une fois nos emprunts remboursés, un peu comme avec l'hypothèque sur une maison, les dividendes des actionnaires augmentent de façon spectaculaire, passant peut-être à 100 millions de dollars par an.

Ce sera à compter de la 21e année, les emprunts étant structurés pour être remboursés en vingt ans, grâce à notre portion des gains. Comme je l'ai dit, une fois les emprunts remboursés, les dividendes augmentent de façon spectaculaire.

Ce sont des chiffres conséquents. Les dividendes seront distribués aux actionnaires selon la portion du pipeline qui se trouve dans chaque région autochtone, mais seulement aux groupes étant devenus des actionnaires officiels de l'APG.

Je vais vous donner une idée de ces chiffres. Par exemple, environ 20 p. 100 du pipeline se trouve en territoire Gwich'in, si bien qu'ils obtiendront 20 p. 100 de notre dividende. Ce sont les Premières nations Deh Cho qui seraient susceptibles de retirer les plus gros dividendes, près de 40 p. 100 du pipeline se trouvant sur leur territoire.

Toutefois, comme je l'ai dit plus tôt, seuls trois des quatre groupes autochtones de la vallée du Mackenzie sont devenus des actionnaires pour le moment : les Gwich'ins, les Inuvialuit et les Sahtus.

Nous avons invité les Premières nations Deh Cho à se joindre à nous, mais elles accordent la priorité à leur revendication territoriale et à leur initiative d'autonomie gouvernementale, communément désignée comme le processus du Deh Cho. C'est leur droit le plus strict.

Toujours est-il que, pour l'instant, elles ne se sont pas montrées disposées à coopérer au projet de pipeline ou à se joindre à l'APG. La nature humaine étant ce qu'elle est, ils se servent en fait du projet de pipeline comme d'un levier dans leurs négociations avec le gouvernement fédéral pour le processus du Deh Cho ou la revendication territoriale.

Je ne leur jette pas la pierre. Il est normal qu'ils exploitent la situation et ils le font.

Cela nous cause cependant certaines préoccupations, notamment du fait que les Premières nations Deh Cho ont demandé une injection pour arrêter le processus de réglementation entamé.

Nous craignons que leur action et l'absence de progrès enregistrés par leur processus ne retardent de façon significative ce projet important, retard qui pourrait mettre en danger le projet lui-même et les avantages majeurs qu'il apporterait aux peuples autochtones de la vallée du Mackenzie.

Le message que je tenais à transmettre, c'est qu'il est essentiel que le gouvernement du Canada continue de travailler avec la nation Deh Cho pour régler leurs différends afin de permettre l'exécution de ce projet.

Dans cette veine, je suis heureux d'indiquer que les discussions se poursuivent, même si des poursuites ont été intentées, entre le gouvernement fédéral et les Premières nations Deh Cho. D'ailleurs, elles se poursuivent à Ottawa cette semaine.

Nous encourageons fortement la poursuite de ces discussions. C'est une question qu'il faut régler en dehors des tribunaux. Elle doit être réglée grâce à des négociations en bonne et due forme.

La participation de l'APG au droit de propriété du Projet gazier du Mackenzie est l'occasion de modifier la façon de faire qui existait dans le Nord. Désormais, les groupes autochtones de la vallée du Mackenzie n'auront plus à rester à l'écart de la mise en valeur des ressources. Ils pourront dorénavant jouer un rôle concret dans l'exploitation des ressources.

Comme nous avons obtenu une participation d'un tiers au droit de propriété, nous siégeons au conseil d'administration du Projet gazier du Mackenzie et nous avons le poids nécessaire pour influencer la façon dont ce projet se développera.

Dès que la production gazière commencera, l'APG versera des dividendes importants à ses actionnaires autochtones et ce, tant que durera la production gazière.

Cela met fin à mes commentaires. Je vous remercie.

Le président : Merci beaucoup, monsieur Reid. Nous aurons des questions à vous poser.

Monsieur Klassen, vous avez la parole.

M. Bill Klassen, président, Comité d'étude des répercussions environnementales : Je tiens à vous remercier, monsieur le président, et membres du comité de m'avoir offert cette occasion de comparaître devant vous.

Je trouve que l'ordre dans lequel les renseignements ont été présentés est approprié puisque nous sommes passés de l'aspect international à l'aspect national en ce qui concerne le Projet gazier du Mackenzie. Maintenant, avec votre permission, j'aimerais vous parler de la situation dans certaines des régions auxquelles nous fournirons du gaz, et peut- être même faire certains commentaires d'intérêt purement local.

Je suivrai de façon générale le texte de la présentation que je vous ai fourni par voie électronique il y a environ une semaine, mais je m'en éloignerai parfois.

Le Comité d'étude des répercussions environnementales pour la région désignée des Inuvialuits, que je préside, a examiné la trousse d'information préliminaire du Projet gazier du Mackenzie à la fin de 2003 et au début de 2004.

Selon un sous-comité du comité d'étude, le projet pourrait avoir une incidence négative importante sur l'environnement et c'est la raison pour laquelle il a renvoyé le projet à la Commission d'examen conjoint en janvier 2004 pour qu'elle en approfondisse l'évaluation et l'examen environnementaux.

Comme le comité d'étude s'est essentiellement déchargé de ses responsabilités concernant l'étude environnementale du Projet gazier du Mackenzie, je ne peux que vous entretenir en termes généraux d'un seul des quatre points qui vous intéressent. Il s'agit des incitatifs offerts par le gouvernement des États-Unis pour favoriser un projet de gazoduc de la route de l'Alaska et des répercussions que cela pourrait avoir sur le Projet gazier du Mackenzie.

Pour ce faire, j'aimerais parler des répercussions en amont, sur l'exploration et la mise en valeur du gaz naturel dans la région.

Pour situer mes commentaires dans le contexte, je vous décrirai brièvement le rôle du comité d'étude. Il a été établi en vertu de la Convention définitive des Inuvialuits, signée en 1984.

La convention vise trois objectifs : conserver l'identité culturelle et les valeurs des Inuvialuits au sein d'une société nordique en voie d'évolution; permettre aux Inuvialuits d'être des participants à part entière de la société ainsi que de l'économie nordique et nationale et protéger la faune de l'Arctique, l'environnement et la productivité biologique.

Le comité s'efforce de maintenir ces objectifs en étudiant toutes les activités de développement dans la région désignée afin de déterminer si le projet de développement peut avoir une incidence négative importante sur l'environnement ou les activités d'exploitation des Inuvialuits.

Le comité d'étude se compose de trois membres inuvialuits, nommés par le Conseil inuvialuit de gestion du gibier, et de trois membres nommés par le Canada et désignés par les gouvernements des Territoires du Nord-Ouest, du Yukon et du Canada. Le président est nommé par le Canada, avec le consentement des Inuvialuits.

Les répercussions possibles d'un projet de développement sont déterminées par un sous-comité du comité d'étude, composé, outre le président, de quatre membres, deux membres inuvialuits et deux membres du gouvernement.

Le président : Monsieur Klassen, avant que vous poursuiviez, pourriez-vous simplement nous indiquer en quoi consistent les activités d'exploitation que vous avez mentionnées?

M. Klassen : Il s'agit de l'exploitation de la faune et de la flore. Il s'agit de récolter des plantes médicinales et des baies. Récemment, un projet prévoyait la construction d'une route d'hiver qui traverserait un emplacement appelé Blueberry Hill, qui porte bien son nom, et les gens craignaient que les véhicules qui y circuleraient nuisent à la production de bleuets.

L'exploitation de la faune et de la flore comprend l'exploitation du caribou et du béluga, le piégeage et la récolte de plantes.

Le comité d'étude a renvoyé le Projet gazier du Mackenzie à la Commission d'examen conjoint il y a un an, mais il continue d'étudier les répercussions possibles sur le plan écologique de projets de développement connexes au Projet gazier du Mackenzie.

Comme on l'a mentionné, trois importants gisements de gaz naturel ont été découverts dans la région. Ces trois gisements terrestres appelés Taglu, Niglintgak et Parsons Lake, seront reliés par un réseau de gazoducs à l'usine de traitement d'Inuvik, et le gaz et les autres produits seront ensuite acheminés en Alberta par gazoduc par la vallée du Mackenzie.

Les travaux de prospection et de mise en valeur se poursuivent dans le but de mieux délimiter les trois gisements et de faciliter la conception et la construction des installations d'extraction sur place et du réseau de gazoducs qui doit les relier aux gazoducs principaux. Notre comité continue d'étudier ces activités indépendamment des travaux de la Commission d'examen conjoint.

Ces trois gisements connus renferment d'importantes réserves, mais une fois ceux-ci épuisés, il importera de découvrir d'autres gisements pour répondre à la demande, ce qui suppose la présence d'activité séismique, tant sur terre qu'en mer. Il faudra forer des puits exploratoires, tant sur terre qu'en mer. Il faudra aussi concevoir d'autres gazoducs et en arrêter le tracé pour les relier aux gazoducs de la vallée du Mackenzie.

Ces travaux supposent une logistique importante : transport par barge et stockage du matériel et du combustible, campements pour les travailleurs, construction de routes d'hiver et de pistes d'atterrissage et approvisionnement aérien. Ils supposent également une recherche poussée sur le terrain. Ces activités seront aussi assujetties à une étude environnementale de la part de notre comité.

Les forages exploratoires soulèvent un important problème environnemental : les débris et les boues de forage sont actuellement évacués dans la région dans des bassins de décantation, grands trous creusés à l'explosif dans le pergélisol. Une fois les forages complétés, les déchets de forage sont enfouis sous le niveau de la couche active.

Il s'agit de la couche qui fond et regèle au cours d'une saison. Ils sont ensuite recouverts d'une couche de matériau d'excavation des bassins et d'une couche de végétation.

Les boues de forage riches en sel devraient geler en place, empêchant les sels de migrer dans l'environnement immédiat.

Il y a actuellement plus de 200 bassins de décantation dans le delta du Mackenzie, certains qui résultent des activités de forage actuelles et d'autres qui remontent aux années 1970. Un certain pourcentage de ces bassins se sont détériorés, et leur contenu percole dans l'environnement de sorte que l'eau des bassins transformés en étangs s'attaque à la végétation environnante.

Ce qui est de plus en plus préoccupant, c'est l'effet du changement climatique sur le pergélisol dans lequel on compte aménager de tels bassins en permanence.

L'industrie et le gouvernement font depuis plusieurs années de la recherche sur les bassins de décantation et en font le suivi. Un groupe consultatif technique, chargé d'examiner la question de l'évacuation des déchets de forage, a remis son rapport l'an dernier.

Sur le versant nord de l'Alaska, les déchets de forage sont en général évacués par injection en fond de trou, c'est-à- dire par injection dans un horizon rocheux choisi, à une profondeur où il n'y a aucun risque que les déchets de forage contaminent les eaux souterraines ou nuisent à la production de gaz et de pétrole.

L'injection en fond de trou a été tentée dans le gisement Taglu dans les années 1970, mais l'Office national de l'énergie interdit actuellement cette pratique pour plusieurs raisons, notamment parce qu'on n'a pas encore découvert une couche géologique idoine pour recevoir de tels déchets. Deux sociétés ont entrepris des recherches préliminaires sur la faisabilité de l'enfouissement en fond de trou des déchets de forage, mais aucun effort concerté n'a été déployé pour l'instant pour faire reconnaître cette méthode d'enfouissement.

Selon plusieurs, et avec raison je crois, le nombre de forages est insuffisant pour documenter la méthode de l'injection en fond de trou. L'Office national de l'énergie n'a pas le mandat d'entreprendre ce genre de recherche.

En ce qui concerne les répercussions des incitatifs américains sur le Projet gazier du Mackenzie, des incitatifs ont effectivement été offerts, dont on a beaucoup parlé, entre autres des garanties de prêt de 18 milliards de dollars pour le projet de l'Alaska.

D'autres facteurs, et je suis sûr que le comité en est conscient, interviendront évidemment dans la décision d'aller de l'avant avec ce projet. Un de ces facteurs a trait à l'élimination de tout obstacle réglementaire dans la partie canadienne de l'emprise du gazoduc.

Je sauterai maintenant certains passages du texte préparé pour vous dire qu'à l'occasion du Arctic Gas Symposium, qui se déroule tout près, nous avons appris hier que la date d'achèvement du Projet gazier du Mackenzie est 2007. Les messieurs à ma droite en auront sans doute une meilleure idée que moi.

C'est peut-être optimiste, et la date d'achèvement du pipeline de la route de l'Alaska, si ce projet était concrétisé, se situerait aux environs de 2012. D'après mon point de vue de profane, il ne devrait pas y avoir beaucoup de concurrence pour ce qui est des matériaux, du financement et ainsi de suite, mais comme l'a dit Will Rogers, je connais uniquement ce que je lis dans les journaux. Ces personnes seront mieux en mesure de répondre aux questions sur ce sujet.

Cela dit, si le Projet gazier du Mackenzie est retardé, quelle qu'en soit la raison, je m'attends à un ralentissement des travaux de prospection du gaz naturel dans la région du delta du Mackenzie et de la mer de Beaufort.

Certaines compagnies ont à l'heure actuelle envers les propriétaires fonciers l'obligation contractuelle de forer un certain nombre de puits dans un délai donné, et c'est ce qu'elles feront. Une fois qu'elles se seront acquittées de ces obligations, s'il n'y a aucune possibilité d'acheminer le gaz de la région au moyen du gazoduc du Mackenzie, plus rien ne les incitera à poursuivre les forages.

Le parachèvement dans les délais convenus du Projet gazier du Mackenzie est essentiel à la mise en valeur du gaz naturel de la région désignée des Inuvialuits. Une partie de ces travaux de mise en oeuvre portera sur les trois gisements visés dans le projet. Les travaux de prospection et de mise en valeur des autres gisements de gaz naturel de la région désignée des Inuvialuits, tant à terre que dans la mer de Beaufort, se poursuivront dans l'espoir que le gazoduc de la vallée du Mackenzie pourra un jour transporter tout gaz découvert vers les marchés.

Maintenant une observation d'intérêt purement local : le comité d'étude, dont j'ai parlé, se compose d'un certain nombre de personnes désignées. En ce qui concerne le représentant fédéral à notre comité, ce siège est vacant depuis près de 15 mois.

Le comité d'étude peut continuer de fonctionner à moins que l'un des deux autres membres du gouvernement tombe malade, et par conséquent nous n'aurons pas le quorum et nous ne pourrons pas examiner les projets.

Ce qui nous préoccupe sans doute davantage, c'est que le Bureau d'examen des répercussions environnementales auquel nous renvoyons des projets ne fonctionne plus depuis juillet dernier. Nous lui renvoyons des projets s'ils comportent des répercussions négatives importantes sur le plan environnemental, et le Bureau évalue et examine alors ce projet de façon plus approfondie.

Les trois membres désignés par le gouvernement et les postes de président sont devenus vacants en juin et juillet derniers, et nous attendons ces nominations. Si le comité étudie un projet qui, selon lui, mérite une évaluation et un examen plus approfondis, il le renverrait à ce bureau d'examen et le projet serait donc en suspens. Je fais donc cette observation pour ce qu'elle vaut.

Je vous remercie de m'avoir écouté.

Le président : Quel est le ministère qui s'occuperait habituellement de ces nominations?

M. Klassen : Cela relève du ministre des Affaires indiennes et du Nord.

Le sénateur Buchanan : On m'a chargé de vous interroger, ce que je ne ferai pas car j'ai beaucoup trop d'estime pour TransCanada Pipelines pour le faire.

Mon intérêt pour TransCanada Pipelines remonte à très longtemps. Au cours de mes 13 années comme premier ministre de la plus remarquable province du Canada, c'est-à-dire la Nouvelle-Écosse, TransCanada en a fait partie pendant de très nombreuses années, comme vous le savez, avec vos prédécesseurs et des gens comme Neil Nichols, un remarquable Néo-Écossais du comté de Digby.

Il est intéressant de faire un retour en arrière et de déterminer les projets qui auraient pu et qui auraient dû voir le jour, Bob. Le gazoduc du Québec et des Maritimes, le terminal de GNL, le transport du gaz de l'Alberta aux Maritimes et enfin acheminer le gaz de l'île de Sable par gazoduc jusqu'au Québec et aux États-Unis. Aucun de ces projets ne s'est concrétisé.

J'ai assisté à des réunions à Toronto, à Halifax et à Ottawa, mais à mon avis, le gouvernement fédéral à l'époque a fait échouer le projet bien entendu. Quoi qu'il en soit, c'est de l'histoire. Malheureusement, cela ne s'est pas fait.

Il y a une chose que je me suis toujours demandé, et vous vous en rappellerez peut-être ou quelqu'un d'autre s'en rappellera peut-être, nous avions constitué une société au milieu des années 1980 dont le gouvernement de la Nouvelle- Écosse était propriétaire, de même que TransCanada qui détenait la majorité des droits de propriété, et qui était chargée de construire un gazoduc pour le gaz de l'île de Sable. Selon l'accord de 1982 que nous avions négocié avec le gouvernement fédéral et l'accord de 1986, la Nouvelle-Écosse avait le droit de détenir jusqu'à 50 p. 100 des gazoducs dans l'ensemble de la Nouvelle-Écosse depuis l'île de Sable.

Nous étions supposés exploiter ce gazoduc en collaboration avec TransCanada Pipelines, mais ça c'est une autre histoire. Je pense que vous êtes tous au courant de cette histoire et le projet ne s'est jamais concrétisé.

Je me suis toujours demandé pourquoi TransCanada n'a pas participé davantage au Maritimes and Northeast Pipeline, mais je comprends assez bien quelles en sont les raisons, aussi. Quoi qu'il en soit, c'est de l'histoire et c'est une situation des plus regrettables.

L'autre raison pour laquelle je m'intéresse à ce qui se passe ici, c'est le pipeline de l'Alaska. Je suis assez bien au courant de la situation concernant le pipeline de l'Alaska en raison de mes liens d'amitié avec le sénateur Frank Murkowski qui est maintenant gouverneur de l'Alaska. Sa fille est maintenant sénateur bien entendu et j'ai eu aussi l'occasion de la rencontrer.

Depuis que je le connais, et cela remonte à très longtemps, il a toujours été partisan de la construction de ce pipeline. Au fil des ans, la politique en vigueur aux États-Unis ne lui a pas permis de faire ce qu'il voulait mais maintenant il le peut.

Il était à Ottawa il y a quelques semaines et nous l'avons reçu à dîner ainsi que sa femme Nancy et nous avons parlé du pipeline de l'Alaska. Bien entendu, son opinion n'a jamais changé. Il considère qu'à moins que ce projet soit concrétisé, maintenant qu'il est gouverneur et que sa fille est sénateur, et que le gouverneur Bush, ce qu'il était alors, aujourd'hui le président Bush veut que ce projet soit concrétisé, si le gouvernement du Canada ne décide pas assez rapidement de donner suite au projet de pipeline de l'Alaska, est-il possible que Frank Murkowski et d'autres mettent à exécution leurs intentions — c'est-à-dire de faire construire des navires méthaniers qui serviront à transporter ce gaz naturel jusqu'aux 48 États du sud?

M. Kvisle : Oui, je tâcherai d'y répondre de mon mieux.

Tout d'abord, il y a de nombreux obstacles à franchir avant de concrétiser le projet de la route de l'Alaska. L'un des principaux obstacles à l'heure actuelle est l'entente conclue entre les producteurs en Alaska et l'État de l'Alaska en matière financière, pour ce qui est des redevances, tous les autres facteurs qui influeraient sur la production gazière à Prudhoe Bay. Prudhoe Bay s'occupe de production depuis plusieurs dizaines d'années, mais toujours du côté pétrolier. On a procédé à la collecte de gaz, à l'extraction des liquides et à la réinjection du gaz.

Il y a un problème majeur qu'examinent l'État et les producteurs, et les deux travaillent sans relâche à le régler. Je pense que les deux parties ont été frustrées de temps en temps de la lenteur des progrès sur ce front, mais elles continuent d'y travailler avec détermination aujourd'hui, et c'est pourquoi nous sommes optimistes.

En passant du nord au sud, on arrive à l'Alaska, où l'on n'est pas encore parvenu à des ententes relatives à la construction du pipeline. Le principal problème ici, c'est-à-dire en Alaska, c'est de savoir si le pipeline devrait être contrôlé par les producteurs dominants qui sont aussi propriétaires du champ ou devrait-il être indépendant, c'est-à- dire un pipeline avec accès libre le long des pipelines qui ont permis à l'Ouest canadien de se développer au fil du temps.

Bien entendu, TransCanada a un parti pris. Nous préférons le modèle qui nous a permis de faire ce que nous avons fait pour l'Ouest canadien et nous pensons que le pipeline provenant de l'Alaska devrait être indépendant, à tout le moins durant les phases d'exploitation à long terme.

Nous comprenons que les producteurs veuillent jouer un rôle important durant la période de construction et de démarrage. Nous comprenons qu'ils veuillent le faire, car s'il devait y avoir un énorme dépassement de coûts, ils seraient obligés de payer davantage. C'est pour cette raison que nous comprenons certainement la position des producteurs.

L'objectif de TransCanada est de tenter de dégager un compromis entre l'État et les autres intérêts en Alaska qui souhaiteraient avoir un pipeline indépendant et les trois grands producteurs qui voudraient que le pipeline leur appartienne. Si nous réussissons à surmonter cet obstacle, nous aurons résolu bon nombre de problèmes spécifiques à l'État de l'Alaska.

Pour revenir au Canada, il y a quelques questions à régler. La première est de savoir si le pipeline se trouvant sur la frontière entre le Yukon et l'Alaska sera indépendant ou géré par les producteurs. La même question se pose des deux côtés de la frontière.

Voici la deuxième question : la portion canadienne sera-t-elle construite en vertu de la Loi sur le pipeline du Nord ou tombera-t-elle sous le coup d'un règlement de l'ONE?

Je vous ai fourni un dépliant en couleur. De nombreux documents ont été distribués à Ottawa récemment par diverses parties dans le but de nous amener à changer notre position. On voudrait que TransCanada perde sa concession et fasse fi de tout le travail, des efforts et des 2 milliards de dollars que nous avons investis du côté canadien pour maintenir ce projet à flot au cours des 20 dernières années.

Il va sans dire que nous allons défendre nos intérêts. Nous ne pensons pas que nous forcer à changer notre position relativement à la construction de la partie canadienne du pipeline est dans notre intérêt. Ce n'est certainement pas dans l'intérêt de nos actionnaires, et nous ne pensons pas non plus que l'intérêt de l'exploitation gazière à long terme à Prudhoe Bay soit dans le fait d'avoir un seul pipeline appartenant à un seul producteur plutôt que d'avoir un pipeline indépendant avec accès libre.

Voilà tout ce qui est en train de se passer. Je voulais simplement vous fournir un contexte, monsieur le sénateur, car le débat au sujet de la Loi sur le pipeline du Nord est une des trois questions importantes à régler. Les deux autres questions sont les questions financières à la tête de puits à Prudhoe Bay et les arrangements sur les pipelines au sein même de l'État de l'Alaska.

Nous travaillons en étroite collaboration avec le gouvernement de M. Murkowski. Nous travaillons activement pour l'aider à comprendre les enjeux entourant le pipeline et à faire des progrès. Nous partageons la position du gouverneur Murkowski sur la nécessité pour le Canada de clarifier la situation à l'intérieur de son territoire.

Je suppose que j'ai omis un point qui revêt une importance critique pour les intérêts canadiens, et c'est en rapport avec le point où le gaz parvient à la région centrale de l'Alberta. Il y a deux options : la proposition actuelle du producteur est ce qu'on appelle le pipeline express qui acheminerait le gaz de la partie centrale de l'Alberta directement à Chicago.

Imaginez, si vous le voulez bien, un pipeline qui part de l'Alaska, traverse le Canada sans être relié à quoi que ce soit, puis livre le gaz et autres liquides au marché de Chicago. Ce n'est vraiment pas dans le meilleur intérêt de l'Ouest canadien.

Le meilleur intérêt du Canada est d'avoir un réseau de pipelines intégré et élargi qui permettrait aux producteurs pétrochimiques de l'Alberta, s'ils le souhaitaient, d'avoir accès aux liquides en payant le juste prix du marché. Le flux combiné du gaz de l'Alaska, du gaz du Mackenzie et du gaz de l'Ouest canadien parviendrait au marché à travers un réseau de pipelines commun où le coût unitaire pour tout le monde serait inférieur, grâce au partage de l'infrastructure, de l'amélioration des coûts de mise en valeur gazière dans l'Ouest canadien.

Voilà rapidement mon résumé de la situation. Le sujet fait l'objet de discussions intéressantes à Ottawa ces jours-ci. Nous avons préparé ce dépliant brillant afin de réinsister sur certains des messages que nous vous communiquons depuis une année maintenant.

Le sénateur Buchanan : Hal, vous êtes très ferme dans votre position, à savoir que la Loi sur le pipeline du Nord donne à TransCanada le droit de construire le pipeline?

M. Kvisle : Oui, c'est notre point de vue. En fait, ce que la Loi nous donne le droit de faire, c'est de construire le premier pipeline pour le transport du gaz de l'Alaska à travers le Canada, mais s'il devait y avoir d'autres propositions pour la construction de pipelines plus tard, nous n'aurons alors pas de droit exclusif.

Le sénateur Buchanan : C'est seulement sur le premier?

M. Kvisle : Nous avons le droit de construire le premier. Un petit historique s'impose : vers la fin des années 1970, il y a eu deux propositions concurrentes. La première, provenant d'un producteur, pour la construction d'un pipeline en amont et en aval de la vallée du Mackenzie, et la deuxième, pour la construction du pipeline Foothills le long de l'autoroute de l'Alaska.

Les propositions furent l'objet d'une audience de l'Office national de l'énergie vers la fin des années 1970. La proposition Foothills pour la construction d'un pipeline le long de l'autoroute a été retenue comme étant le meilleur moyen de faire parvenir le gaz au marché. Elle fut donc approuvée par l'ONE, et c'est ce qui a présidé à l'adoption de la Loi sur le pipeline du Nord.

Les marchés du gaz s'y sont opposés, les prix ont chuté, et le projet n'a jamais démarré. Les producteurs de Prudhoe Bay ont décidé de réinjecter le gaz pendant une longue période afin d'améliorer la récupération du pétrole plutôt que de faire acheminer les gaz au marché. Voilà où nous en sommes aujourd'hui. Les prix du gaz sont élevés, et il y a un véritable besoin de pipeline.

Le sénateur Buchanan : Une autre question : Si les producteurs décidaient d'aller de l'avant et que la situation dans l'ensemble en Alaska était résolue, et que le gouvernement canadien n'indiquait toujours pas quelle proposition serait retenue pour la section canadienne, diriez-vous que les commentaires tenus par Frank Murkowski il y a à peine quelques semaines quand nous l'avons rencontré ici à Ottawa étaient réalistes? Il a dit que si les choses n'avançaient pas vite — et aller savoir ce que signifie vite, Dieu seul le sait —, ils seraient alors prêts à demander au gouvernement américain de construire de nouveaux bateaux-citernes et terminaux GNL pour acheminer le gaz vers les États continentaux.

M. Kvisle : En effet, je crois qu'ils sont prêts à élaborer des solutions de rechange. C'est une solution de rechange raisonnable que de prendre le gaz qui se trouve à Valdez, au sud de l'Alaska, de le liquéfier puis de le faire parvenir à des marchés soit aux États-Unis, soit en Asie.

Le revers de cette solution, c'est qu'on se retrouve avec beaucoup de GNL dans le bassin du Pacifique. En effet, on y trouve énormément de GNL flottant, si vous me passez l'expression, à la recherche d'un marché, d'un créneau.

On se retrouvera ainsi avec une abondance de GNL dans le marché du bassin du Pacifique qui est déjà saturé. C'est pourquoi un pipeline qui permettrait d'acheminer le gaz vers les marchés de l'est et du Midwest américain serait une meilleure solution pour tous.

Si le pipeline ne peut être construit, la gravité de la crise de l'approvisionnement en gaz que vivent les États-Unis aujourd'hui sera telle que ces derniers feront ce qu'ils auront à faire.

Le sénateur Buchanan : Je pense que vous serez d'accord pour dire que Frank Murkowski et le gouvernement de l'Alaska, ainsi que le gouvernement fédéral américain, préféreraient tous la solution du pipeline?

M. Kvisle : Absolument.

Le président : Merci, sénateur Buchanan.

Avant de poursuivre, en réponse à la question du sénateur Buchanan, vous avez dit qu'aux termes de la Loi sur le pipeline du Nord, vous avez le droit de construire un pipeline le long de l'autoroute de l'Alaska?

M. Kvisle : Pour la construction du premier pipeline pour faire acheminer le gaz de l'Alaska par le Canada.

Le président : La loi ne dispose pas que le gouvernement peut vous octroyer ce droit, n'est-ce pas?

M. Kvisle : Non. À notre sens, nous jouissons déjà de ce droit.

Bien entendu, le gouvernement fédéral a toujours la possibilité d'adopter une nouvelle loi pour remplacer la loi existante. Le gouvernement a le droit de le faire, mais à notre avis, du point de vue juridique, le gouvernement du Canada a déjà garanti, aux termes de la loi en vigueur, le droit de construire le premier pipeline pour acheminer le gaz de l'Alaska à travers le Canada. Je veux bien admettre que notre point de vue puisse ne pas être juste, compte tenu des enjeux juridiques compliqués, mais sachez que nous payons généreusement nos avocats pour arriver à ces conclusions.

Le sénateur Buchanan : Je vais vous poser une question étrange : Vous êtes bien au courant du fait que d'autres concurrents veulent construire ce pipeline, et si votre position est juste, c'est-à-dire que vous avez le droit de construire le premier pipeline, seraient-ils convaincus que vous avez ce droit et qu'ils auront le droit de participer à la construction d'autres pipelines?

M. Kvisle : Je vous signalerai que le premier pipeline pour le transport du gaz de l'Alberta aux marchés canadiens de l'Est a été construit en 1957. Par la suite, il y a eu d'autres propositions pour la construction d'autres pipelines, mais dans tous les cas, il était plus logique de se raccorder au réseau de TransCanada.

Nous serions de vifs concurrents dans la construction d'un deuxième pipeline, ayant déjà construit le premier, mais à ce moment-là, on aurait déjà pris la décision de faire participer d'autres parties. Nous reconnaîtrions alors que nous n'aurions pas de droit exclusif au-delà du premier pipeline.

Le président : Quand vous en aurez l'occasion, pourriez-vous demander à vos conseillers juridiques d'indiquer à notre greffière quel article de la loi ou quelle assise juridique leur permet de considérer que le droit a déjà été garanti? Je sais que vous avez investi massivement là-dessus, mais nous aimerions l'avoir pour référence.

M. Kvisle : Oui, certainement.

Le président : Merci, monsieur Kvisle. Sénateur Milne, vous avez la parole.

Le sénateur Milne : Merci, monsieur le président. Je dois vous poser la question de nouveau, comment prononcez- vous exactement votre nom? Je suis sûre que ce n'est pas Kvisle, n'est-ce pas?

M. Kvisle : C'est une très bonne prononciation à la norvégienne de mon nom. Une fois au Canada, mon père a tout simplement abandonné la prononciation norvégienne, il a donc remplacé le V par un W; le nom est ainsi devenu Kwisle.

Le sénateur Milne : Premièrement, je dois déclarer un conflit d'intérêts. Mon mari a travaillé pendant de nombreuses années pour TransCanada Pipelines, dont il reçoit actuellement une pension de retraite.

Le sénateur Buchanan : Je ne pense pas que ce soit un conflit d'intérêts.

Le sénateur Milne : Je ne dépends pas de sa pension de retraite.

TCPL est principalement une société de transmission. Quand je l'ai su, elle venait de prendre le contrôle à la frontière de la Saskatchewan. À l'époque, vous ne possédiez rien en Alberta.

Est-ce toujours le cas? Je vois que vous êtes propriétaires de Foothills Pipe Lines, que vous avez acquise à 100 p. 100.

M. Kvisle : Je voudrais attirer votre attention sur la carte qui se trouve à la première page de ce graphique...

Le sénateur Milne : Vous avez maintenant pris le contrôle de toutes les activités de transmission en Alberta, n'est-ce pas?

M. Kvisle : La transmission en Alberta était assurée par Nova Gas Transmission Ltd., NGTL. NOVA et nous avons fusionné en 1998. Par l'intermédiaire de NOVA, nous avons acquis des intérêts dans la société Foothills, qui détient les droits sur le nord et, par la suite, nous avons acquis les intérêts détenus auparavant par Westcoast Transmission Company dans Foothills.

Aujourd'hui, nous sommes propriétaires à 100 p. 100 de Foothills. En outre, il y a eu un autre événement d'importance. Sur la carte que vous avez devant vous, vous pouvez voir une ligne qui suit une courbe qui va jusqu'en Californie.

Au cours des six derniers mois, nous avons terminé l'acquisition de ce pipeline pour un montant de 2,2 milliards de dollars. Ce pipeline est connu sous le nom de Pacific Gas Transmission, PGT, quoique le nom ait changé récemment pour devenir GTM, mais historiquement, la société est connue sous le nom de PGT. C'est un pipeline très important qui achemine plus de 2 milliards de pieds cubes par jour vers les marchés californiens.

Ce devait être une des principales voies d'acheminement du gaz du Nord vers les marchés américains, et nous espérons la prolonger aujourd'hui.

Enfin, le pipeline que vous voyez et qui traverse le Midwest et se rend à Chicago...

Le sénateur Milne : En passant par le sud de l'Alberta ou une partie de la partie sud.

M. Kvisle : C'est juste. Du côté canadien, en rose, c'est le tronçon du pipeline Foothills, soit le tronçon que nous avons construit pour la route de l'Alaska.

Au-delà de la frontière, on l'appelle le Northern Border Pipeline, et nous détenons 30 p. 100 des intérêts dans ce pipeline.

Nous assurons une importante présence, et aujourd'hui, pour ce qui est des volumes acheminés, des délais de déplacement et de la distance d'acheminement, nous sommes la plus grande société de transmission de gaz naturel d'Amérique du Nord depuis la fusion avec Nova et l'acquisition de ces autres pipelines.

Le sénateur Milne : Quels intérêts détenez-vous encore dans la société de Bob Reid...

M. Kvisle : Nous en détenons plus que jamais. Nous en détenons actuellement autour de 40 p. 100, 41 ou 42 p. 100.

Le sénateur Milne : Je l'ai même prononcé à l'américaine.

M. Kvisle : Pourrais-je ajouter quelque chose à ce propos? Vous ne savez peut-être pas que TransCanada, dans le cadre d'un partenariat avec Royal Dutch/Shell, envisage de créer ce que je crois être le plus impressionnant terminal de pipelines pour l'importation de gaz naturel liquéfié en Amérique du Nord. Nous sommes en train de demander l'autorisation de construire dans le détroit de Long Island. C'est au milieu du détroit. C'est à neuf ou dix milles au large de Long Island et du Connecticut. C'est un projet formidable qui permettra d'approvisionner directement en gaz naturel le marché d'Amérique du Nord où le besoin est le plus grand — la ville de New York — mais c'est aussi évidemment un projet qui pose de grandes difficultés.

Le sénateur Milne : Les ostréiculteurs ne poussent-ils pas les hauts cris?

M. Kvisle : Oui, effectivement.

Le sénateur Milne : Oui, c'est ce que je pensais. Vous détenez aussi plusieurs actifs de production d'électricité alimentés au gaz naturel, et vous avez une partie de la centrale nucléaire de Bruce en Ontario aussi.

M. Kvisle : Oui, effectivement. Quand TransCanada s'est organisée en 1999, nous avons déterminé quelles étaient les entreprises internationales et d'autres entreprises au Canada dont nous devrions nous retirer. Nous avons décidé qu'il nous fallait un autre important secteur d'affaires en plus du transport du gaz.

Des projets de transport du gaz surgissent de temps à autre. Ce peut être une fois tous les 10 ans, mais entre-temps il nous faut quelque chose pour soutenir la compagnie. Nous avons pris la décision stratégique de concentrer notre seconde entreprise sur la production d'électricité.

Nous sommes aujourd'hui le plus grand fournisseur commercial d'électricité en Alberta. Nous sommes la plus importante compagnie d'électricité du secteur privé en Ontario. Nous ne sommes pas aussi gros que Ontario Power Generation, bien sûr, mais nous possédons le tiers de la centrale nucléaire de Bruce, et nous possédons la moitié d'une dizaine d'autres centrales en Ontario. Nous avons aussi soumis plusieurs importantes propositions au gouvernement de l'Ontario.

Au Québec, nous sommes en train de construire la plus grande centrale québécoise non hydroélectrique jamais construite au Québec, à Bécancourt près de Trois-Rivières. Nous avons obtenu le droit de construire le plus grand parc éolien du Canada en Gaspésie, et il s'agit là d'un projet de plus d'un million de dollars que nous réalisons dans le cadre d'un contrat à long terme avec Hydro-Québec.

Notre arrivée dans le domaine de la production d'électricité est importante. Nous sommes l'une des plus grosses compagnies de production d'électricité au Canada aujourd'hui, et nous nous attendons à ce que cette entreprise prenne deux ou trois fois plus d'importance dans les cinq prochaines années.

Le sénateur Milne : Parmi les grandes questions qui intéressent le comité, il y a non seulement l'énergie et le transport de l'énergie, mais aussi les sources d'énergie renouvelable. Vous avez parlé de vos plans de diversification et de ce que vous faites d'ores et déjà. Le gouvernement du Canada appuie-t-il comme il se doit, par son processus réglementaire, la promotion des sources d'énergie renouvelable?

M. Kvisle : Oui. À notre avis, le gouvernement du Canada encourage assez bien le recours aux énergies renouvelables, mais j'aurais quelques suggestions à faire.

D'abord, le Canada dispose d'une excellente technologie pour la production d'énergie nucléaire. Je sais que cette énergie n'est pas normalement considérée comme renouvelable, mais elle est très respectueuse de l'environnement. Il n'y a pas d'émissions qui se dégagent d'une centrale nucléaire.

Nous devons au Canada décider si nous allons soutenir le réacteur CANDU et passer à l'étape suivante ou s'il va être mis de côté et disparaître et que les futures centrales nucléaires, si jamais il y en a au Canada, utiliseront une technologie américano-européenne.

Le sénateur Milne : Nous avons eu des difficultés à vendre le réacteur CANDU.

M. Kvisle : Nous estimons en tant que détenteurs du tiers de la centrale de Bruce, et pour avoir examiné en profondeur la situation de la centrale de Bruce, et je m'intéresse d'assez près à l'aspect technique moi-même, que c'est une superbe conception technique : c'est un bon équipement qui nécessite une mise à niveau, un peu de travail et un peu de financement.

Nous sommes disposés à continuer d'investir dans le réacteur CANDU, et nous encouragerions le gouvernement canadien à travailler avec l'Ontario pour passer à l'étape suivante.

Le sénateur Milne : C'est intéressant.

J'ai quelques questions pour M. Reid. Puis-je vous appeler Bob, comme je l'ai fait pendant des années?

M. Reid : Oui.

Le sénateur Milne : Vous êtes le président de l'Aboriginal Pipeline Group; vous avez trois bandes différentes dans la vallée du Mackenzie, trois d'entre elles ont accepté.

Comment conciliez-vous les besoins particuliers de ces diverses collectivités qui seront largement touchées, selon M. Klassen, par le gazoduc? L'argent c'est une chose, mais la destruction de leur environnement en est une autre.

M. Reid : Il est certain que la construction d'un gazoduc entraîne des perturbations temporaires, mais au fil du temps, les emprises sont rétablies et dans une large mesure retrouvent leur fonction initiale.

Cependant, pour répondre à votre question, l'APG est un exemple des perspectives qui s'ouvriront grâce à ce gazoduc. C'est une entente commerciale qui essentiellement permet de toucher des dividendes grâce à la propriété.

Diverses autres possibilités découlent de la construction de ce gazoduc. Le promoteur du gazoduc doit négocier des ententes, des tarifs, des avantages et des droits d'accès; en l'occurrence, c'est Imperial Oil qui le fait au nom du Projet gazier du Mackenzie. Imperial doit négocier l'accès et les droits relatifs aux avantages avec chacun des groupes autochtones établis le long de l'emprise.

C'est tout à fait distinct de la propriété ou de l'entente commerciale conclue par l'APG pour ce qui est de ce projet. L'APG se trouve dans une situation conflictuelle pour ce qui est de négocier l'accès et les ententes relatives aux avantages parce qu'essentiellement nous serions d'une part propriétaires et d'autre part propriétaires terriens.

Pour cette raison, nous nous retirons, et nous ne participons pas à ces négociations. Par ces négociations, les propriétaires terriens touchent une indemnité en échange du droit de construire et d'exploiter le gazoduc sur sa propriété.

Selon les règlements de revendication territoriale dans le Nord, ils touchent aussi des avantages. Le mot avantage est assez vague, mais les bienfaits que procure l'entente sur l'accès et les avantages pourraient inclure des éléments comme l'obligation de faire appel à des entrepreneurs locaux, par exemple; l'obligation de soutenir certains programmes sociaux dans la région.

C'est au moyen des négociations sur l'accès et les avantages qu'une indemnisation est accordée aux collectivités pour pallier les inconvénients à court terme de la construction.

Le sénateur Milne : Et qu'en est-il de l'eau? Quelles répercussions aurait la construction du gazoduc sur l'eau de surface dans ces collectivités? S'inquiètent-elles de leur approvisionnement en eau potable?

M. Reid : La question n'a pas été soulevée jusqu'à maintenant. Je le répète, la construction d'un gazoduc a relativement peu d'effet à long terme.

Le sénateur Milne : Sauf dans le pergélisol où il faut enfouir les boues liquides.

M. Reid : C'est exact. Dans ce cas particulier, le gaz naturel circule en tant que gaz, et non pas sous forme liquéfiée. La température du gaz transporté est maintenue entre moins 3 degrés Celsius et moins 5 degrés Celsius, de manière à ne pas perturber le pergélisol. En fait, le pipeline contribuerait à maintenir la stabilité du pergélisol.

C'est un trait particulier de ce pipeline. Des agents réfrigérants doivent être utilisés en aval des stations de compression pour compenser la chaleur émise au moment de la compression et pour s'assurer que la température d'écoulement demeure toujours inférieure à zéro degré Celsius.

Le sénateur Milne : Vous avez dit moins trois degrés à moins cinq degrés?

M. Reid : Oui.

M. Kvisle : J'aimerais ajouter quelque chose au sujet des boues de forage. Les principaux dommages environnementaux se produisent à l'étape de la production et du forage. Dans ce cas-ci, ces dommages se constateraient dans la région du delta du Mackenzie lui-même.

Aucun problème environnemental ne se pose en aval. L'élimination des boues de forage n'a rien à voir avec le pipeline.

Le sénateur Milne : Sauf aux passages de cours d'eau.

M. Kvisle : Oui, mais aujourd'hui, la plupart du temps, quand il s'agit de petits passages de cours d'eau, le pipeline passe sous le ruisseau, par exemple, pour éviter de perturber notamment les ressources halieutiques. C'est la façon dont nous acheminons maintenant le gaz vers les centrales de production d'électricité situées de l'autre côté du fleuve Saint- Laurent, près de Montréal. Nous savons donc déjà comment éviter les dommages environnementaux de ce genre.

À l'heure actuelle, des milliers de kilomètres de gazoduc traversent l'Alberta sans perturber l'environnement. Dans bien des cas, on ne peut même pas savoir qu'un pipeline existe.

Le président : Sauf pour les panneaux oranges.

M. Kvisle : Sauf pour les panneaux indiquant TransCanada Pipelines. On peut évidemment savoir qu'un pipeline traverse une région parce que nous devons abattre des arbres qui ne repoussent pas nécessairement. Cela crée un couloir entre les arbres. Nous replantons cependant du gazon.

Je vous signale simplement les différences entre la production et la construction du pipeline. En Alaska, à Prudhoe Bay, on a construit une infrastructure imposante et il y a beaucoup d'activités aux environs du champ de pétrole. L'oléoduc qui a été construit à partir de Prudhoe Bay a été construit au-dessus du sol parce que contrairement au gaz, le pétrole doit être chauffé pour pouvoir être acheminé.

Le sénateur Milne : Les promoteurs du projet ont évidemment dit qu'il n'aurait aucune incidence sur le troupeau de caribous qui a cependant été scindé en deux.

M. Kvisle : J'allais dire que comme pour le pipeline du Mackenzie, nous comptons enfouir sur toute la distance le gazoduc provenant de l'Alaska. Nous pensons que les conséquences environnementales des deux projets, mais surtout du pipeline du Mackenzie, seront négligeables.

M. Chambers : S'agissant des conséquences environnementales de ces projets, si vous me le permettez, j'aimerais ajouter ceci, à savoir que la Commission d'examen conjointe dont j'ai parlé plus tôt est chargée d'évaluer les conséquences environnementales des projets sur les terres, sur les eaux, sur les habitants et sur l'environnement en général tout au long du tracé, y compris dans la région de développement du delta du Mackenzie.

La Commission doit évidemment aussi examiner les mesures d'atténuation qui devraient être mises en place si le projet devait être approuvé pour atténuer les conséquences négatives potentielles du projet, non seulement pendant la phase de construction, mais aussi pendant la phase d'exploitation et de production.

Je vous signale que d'importants projets ont été réalisés dans les Territoires du Nord-Ouest bien qu'il ne s'agisse pas de gazoducs comme celui que nous proposons. Je songe à d'importants projets comme l'exploitation des mines de diamant situées au nord-est de Yellowknife, soit la mine de diamant Diavik et la mine de diamant BHP. Il a fallu établir les conséquences de ces deux projets ainsi que les avantages en découlant, lesquels ont fait l'objet des accords dont Bob Reid vous a parlé.

Ces accords ont été négociés avec les Premières nations des régions visées dans les Territoires du Nord-Ouest et ils prévoyaient notamment la surveillance continue des conséquences environnementales des projets. Des conseils de surveillance consultatifs autonomes ont été créés et chargés de surveiller les conséquences de l'exploitation de ces mines de diamant pour l'environnement, les terres, les eaux et les migrations du caribou. Les Autochtones de ces régions jouent un rôle très important au sein de ces conseils de surveillance consultatifs autonomes.

Je ne veux pas anticiper quelles seront les recommandations de la Commission mixte d'examen, mais je vous signale simplement qu'il existe des conseils de surveillance consultatifs qui ont été créés pour évaluer les conséquences environnementales d'importants projets d'exploitation des ressources.

Le sénateur Milne : Tout cela est très bien, mais comme ces mines sont toujours en activité, nous ne pouvons pas savoir quelle forme prendront les projets de remise en état s'ils sont jamais réalisés. On espère bien qu'ils le seront étant donné que des accords ont été conclus à cette fin, mais si une mine cesse ses activités ou change de nom, comment pourra-t-on la contraindre à respecter l'accord qui a été conclu? Rien ne nous permet encore de savoir ce qui peut se produire avec ce pipeline.

Bob, vous n'êtes pas un nouveau venu dans l'industrie des pipelines. Quelles assurances pouvez-vous nous donner que vous respecterez les accords conclus et que vous vous conformerez aux directives de la Commission mixte d'examen sur la remise en état des terrains pour empêcher que ce qui s'est déjà produit par le passé ne se reproduise?

M. Reid : J'aimerais d'abord faire observer que le promoteur du projet n'est pas l'Aboriginal Pipeline Group, mais Imperial Oil. Nous sommes un des propriétaires du projet.

Le sénateur Milne : Vous devez assurer vos actionnaires que vous vous conformerez à ces accords.

M. Reid : À titre de propriétaire du pipeline, nous comptons assumer nos responsabilités et respecter les exigences qui nous ont été fixées.

Nous avons parlé un peu plus tôt de la question des passages des cours d'eau. Des procédures précises seront établies concernant le passage de cours d'eau. Comme M. Kvisle l'a mentionné, les forages seront directionnels dans le cas des passages des principaux cours d'eau.

À titre de propriétaire du pipeline, nous nous engageons à faire preuve de vigilance comme nous le faisons à l'heure actuelle. Je siège au conseil d'administration chargé du projet du Mackenzie. Le conseil veille à ce que les engagements qui ont été pris soient respectés. Nous prenons cette question très au sérieux. Nous savons que l'environnement du Nord, en particulier, est très vulnérable.

Je m'attends à ce que les certificats qui seront émis, le cas échéant, préciseront très clairement les mesures que nous devrons prendre pour protéger l'environnement et nous comptons, à titre de propriétaire du pipeline, veiller à ce que ces mesures soient effectivement prises.

Le sénateur Milne : C'est une bonne chose. Monsieur Kvisle, vous avez parlé d'une centrale éolienne dans la péninsule de Gaspé dans laquelle TCPL avait investi. Voulez-vous nous dire quelques mots à ce sujet? Quelle est la taille et la superficie de cette centrale?

M. Kvisle : Cette centrale a été construite à la demande d'Hydro-Québec qui voulait acheter des quantités importantes d'électricité provenant de l'énergie éolienne. Hydro-Québec a lancé une demande de proposition à laquelle nous avons répondu.

Je crois que notre consortium s'est vu accorder les deux tiers des projets de construction de centrales éoliennes dans le cadre de cet appel de propositions. D'autres sociétés ont obtenu les autres contrats.

Nous nous intéressons surtout à l'extrémité la plus à l'est de la péninsule de Gaspé où notre partenaire dans ce projet, une entreprise québécoise appelée Energex, a investi des sommes importantes pour mesurer le vent et pour établir les endroits convenant le mieux à la construction de centrales éoliennes.

Si je ne m'abuse, notre programme comporte sept centrales éoliennes qui seront construites l'une après l'autre. Nous veillerons à ce qu'elles fonctionnent. Avant de construire toutes les centrales, nous nous assurerons que la première n'aura pas causé de dommages environnementaux.

Il s'agit d'un programme échelonné sur plusieurs années. Il nous faudra entre sept et huit ans — et je ne peux pas être plus précis — pour construire toutes les centrales. Le projet sera réalisé en collaboration très étroite avec Hydro- Québec qui achètera l'électricité produite et ce sera TransCanada et Energex qui détermineront ensemble la configuration exacte des centrales. General Electric participera de façon importante au projet en fournissant les turbines.

Le projet d'ensemble aura comme retombées bénéfiques pour la région l'établissement, au Québec, de grandes usines qui fabriqueront les éoliennes. Des entreprises de la région du Saint-Laurent fabriqueront les tours ainsi que des pièces d'équipement non rotatif. Les turbines rotatives comme telles, qui sont de haute technicité, seront construites par General Electric.

Le président : Au Brésil?

M. Kvisle : Non, elles seront construites aux États-Unis. Il est intéressant de noter qu'elles seront construites par l'entreprise qui s'appelait auparavant Enron Wind, je crois. Par suite de la débandade d'Enron, General Electric a fait l'acquisition de cette entreprise qui jouit maintenant d'une grande crédibilité.

Le sénateur Milne : Merci, monsieur le président.

Le président : Merci. Le sénateur Spivak a la parole.

Messieurs, le sénateur Spivak connaît des difficultés temporaires d'ouïe; elle lira vos réponses sur l'appareil qui est devant elle.

Sénateur Spivak, vous avez la parole.

Le sénateur Spivak : Merci. Je regarde la carte, monsieur Kvisle, et vous avez dit que vous aviez envisagé d'aller au- delà de la frontière supérieure; cette possibilité existe-t-elle encore?

M. Kvisle : Le débat sur la question de savoir si on devrait construire un oléoduc le long de la route de l'Alaska plutôt que plus au nord fait rage depuis près de 30 ans maintenant. L'Office national de l'énergie a rejeté la proposition du promoteur, qui voulait que la construction se fasse au nord et dans la vallée, pour deux raisons. Voici comment j'ai interprété les événements.

Tout d'abord, à l'époque, la situation qui prévalait dans la vallée du Mackenzie était incertaine. Bien des questions relatives aux revendications territoriales des Autochtones et d'autres n'avaient pas encore été résolues. Le juge Thomas Berger a donc recommandé de ne pas faire de construction dans cette région pour ces raisons. La plupart de ces questions ont depuis été réglées, mais pas toutes.

La construction dans le Nord, surtout dans le nord du Yukon et dans la région du delta du Mackenzie, à l'ouest d'Inuvik, soulevait aussi des inquiétudes liées à l'incidence sur l'environnement.

Plus particulièrement, il y a maintenant dans le nord du Yukon un parc national et, du côté américain, il est interdit de construire des pipelines dans le Arctic National Wildlife Refuge, dans cette région de l'Alaska.

La carte vous montre que d'autres avaient proposé la construction d'un pipeline sous-marin au large des côtes qui aurait pris sa source à Prudhoe Bay pour passer ensuite par Inuvik jusqu'à la vallée du Mackenzie.

À notre avis, ce projet est fantaisiste, car il est incroyablement compliqué du point de vue technique et hautement incertain. Certains feront remarquer qu'il y a bien des pipelines au large des côtes un peu partout dans le monde, notamment dans le golfe du Mexique et dans la mer du Nord.

Mais dans la mer de Beaufort, on ne sait jamais quand la mer sera libre de glace et qu'on pourra y faire de la construction. J'ai passé 13 ans de ma carrière à Dome Petroleum et, bien que je n'aie jamais mené de projets dans la mer de Beaufort, j'y ai participé. Nous comptions alors sur 75 jours d'eau libre par année. Or, deux ans d'affilée, nous n'avons eu que 15 ou 16 jours. Ce n'est pas qu'il fasse si froid, mais plutôt que l'eau change de direction et, ce faisant, pousse les glaces flottantes vers la côte.

Dans les années 1970, quand TransCanada a fusionné avec NOVA, TransCanada préconisait, avec Exxon et d'autres entreprises, la construction en amont et vers la vallée. NOVA prônait plutôt, avec Foothills, la construction le long de la route.

Nous avons pesé les avantages des deux projets et avons conclu que, pour le gaz de l'Alaska, nous concentrerions nos efforts sur la construction d'un gazoduc le long de la route.

En terminant, je dirai qu'on ne peut construire un gazoduc de taille suffisante pour transporter à la fois le gaz du Mackenzie et le gaz de l'Alaska. Selon nos calculs, il faudrait deux conduites qui descendraient d'Inuvik de toute façon.

S'il faut deux conduites, pourquoi ne pas les construire sur les parcours les deux plus faciles?

Le sénateur Spivak : J'ai une autre question à vous poser. Dans le concours pour la construction de la route de l'Alaska, si vous n'avez pas gain de cause, intenterez-vous des poursuites?

Intenterez-vous des poursuites ou y aura-t-il un compromis? Une poursuite pourrait prendre des années, ce qui perturberait considérablement l'échéancier. Que comptez-vous faire?

M. Kvisle : Tout d'abord, nous estimons que les droits que nous confère la Loi sur le pipeline du Nord sont des droits de propriété et des droits de valeur pour les actionnaires de TransCanada.

Nous ne pouvons donc les traiter à la légère. Nous ne pouvons donc concéder beaucoup et nous n'avons pas l'intention de le faire.

Selon nous, la meilleure solution dans un tel cas serait une collaboration entre TransCanada, du côté canadien, les producteurs — nous serions heureux qu'ils participent au projet d'ensemble — et l'État de l'Alaska. Nous croyons que ce sont là les principales parties qui doivent s'unir pour réaliser ce projet.

Quelle que soit l'issue du débat actuel sur la Loi sur le pipeline du Nord, débat qui, je le signale, n'a pas été provoqué par TransCanada, mais par d'autres entreprises qui ont surgi à la dernière minute pour tenter de s'accaparer une partie de notre projet...

Quelle que soit l'issue du débat, nous continuerons de travailler en étroite collaboration avec l'État de l'Alaska. Déjà, cette semaine, j'ai eu trois entretiens avec des producteurs de l'Alaska sur la forme que pourrait prendre notre collaboration.

Ces discussions ne sont pas faciles et ces arrangements ne se prennent pas rapidement, mais nous préférons en arriver à une entente que de recourir tout de suite à la justice.

Le sénateur Spivak : Quand vous parlez des producteurs, vous parlez d'Enbridge, n'est-ce pas?

M. Kvisle : Non, Enbridge ne fait pas partie des producteurs. Enbridge est une entreprise canadienne d'oléoduc de longue date qui a récemment fait son entrée sur le marché du transport du gaz. Enbridge est propriétaire de 50 p. 100 d'un gazoduc qui transporte moins de 10 p. 100 du gaz de l'Alberta. Nous sommes propriétaires à 100 p. 100 d'une entreprise qui transporte 70 p. 100 du gaz.

Le sénateur Spivak : Mais Enbridge a manifesté un intérêt, n'est-ce pas?

M. Kvisle : Oui, cette société a soudainement manifesté son intérêt pour le transport du gaz du Nord.

Le sénateur Spivak : Je comprends.

Le sénateur Buchanan : Enbridge est active au Nouveau-Brunswick à l'heure actuelle, n'est-ce pas?

M. Kvisle : Dans une certaine mesure, je crois, mais je n'en sais pas plus.

Le sénateur Spivak : Encore une question sur l'environnement : le gazoduc qui passerait par l'Alaska et l'Alberta, qui suivrait la route de l'Alaska, serait préférable du point de vue environnemental à des pétroliers sur la côte du Pacifique, n'est-ce pas?

Du point de vue environnemental, les pétroliers à double coque sont-ils aussi risqués ou moins risqués qu'un pipeline? Qu'en pensez-vous?

M. Kvisle : Tout d'abord, il s'agit ici de transporter du gaz. Le risque que présentent les pétroliers à coque simple ou double est pertinent surtout pour le pétrole et non pas pour le gaz.

Le sénateur Spivak : C'est vrai.

M. Kvisle : Aux fins du compte rendu, je dirai simplement que nous sommes d'avis que le transport du gaz par gazoduc est très sûr et que le rendement à cet égard est excellent.

De même, le transport du GNL par méthanier se fait depuis longtemps et sans problème dans les marchés tels que la Corée et le Japon. Nous estimons que les deux technologies sont utiles et que l'une n'est pas meilleure que l'autre du point de vue environnemental.

Le sénateur Spivak : J'aimerais aborder la question des sables bitumineux et du transport de gaz vers les sables bitumineux car il n'est pas logique de produire de grandes quantités de gaz naturel simplement pour extraire du pétrole.

Qu'en est-il du nucléaire? Vous faites maintenant dans le nucléaire. Pourrait-on construire des centrales nucléaires en Alberta pour alimenter en énergie les producteurs de sables bitumineux?

M. Kvisle : Premièrement, le gaz naturel nous fournit deux choses dont nous avons besoin aux gisements de sables bitumineux : le gaz naturel nous fournit de l'énergie, c'est-à-dire que la combustion du gaz naturel nous permet de générer de la vapeur et d'autres choses qui servent à valoriser le pétrole.

L'autre, c'est le gaz naturel, le CHU, qui est la source des atomes d'hydrogène utilisés pour transformer le pétrole brut lourd en pétrole brut léger.

Le sénateur Spivak : Ce sont des quantités différentes?

M. Kvisle : Non, la quantité se répartit moitié-moitié entre les deux. Sans vouloir être trop précis, l'ordre de grandeur serait d'environ la moitié, c'est-à-dire des quantités égales.

Le sénateur Spivak : Avez-vous quand même besoin de la même quantité de gaz pour obtenir l'hydrogène?

M. Kvisle : Non, nous étudions certaines autres façons de le faire. Par exemple, le projet nucléaire pourrait générer beaucoup d'électricité, dont la plupart serait exportée à partir de la région de Fort McMurray. Nous n'avons pas besoin d'autant d'électricité, mais l'énergie résiduelle pourrait servir à convertir le pétrole lourd en pétrole léger ou à séparer le pétrole du sable.

Pour assurer l'approvisionnement en hydrogène, une grande centrale nucléaire pourrait produire de l'électricité qui serait ensuite utilisée pour générer l'hydrogène par électrolyse. Ce serait un procédé très élégant qui fonctionnerait très bien. Cependant aujourd'hui, avec le gaz à six dollars, nous ne serions pas compétitifs si nous utilisions seulement le gaz.

Nous examinons toute cette question. Les grands producteurs de Fort McMurray sont très intéressés par cette idée — les entreprises comme Suncor, Shell au projet Athabasca et les partenaires qui s'intéressent au pétrole synthétique. Il existe des technologies très avancées et nous les étudions toutes.

Le président : Qu'est-ce qui intéresse ces entreprises, l'énergie nucléaire ou le gazoduc?

M. Kvisle : J'aurais dû mentionner qu'il existe une troisième technologie. On prend les molécules lourdes qui se trouvent au fond du baril de sable bitumineux et on les convertit grâce à un procédé qui permettrait d'extraire du gaz du baril de sable bitumineux. C'est un processus semblable à la gazéification, qu'on pourrait appeler la gazéification des résidus de distillation.

Voilà le troisième procédé et c'est sans doute celui qui retient le plus l'attention actuellement. Il permettrait de générer l'oxygène à partir du baril lui-même pour transformer le reste du contenu de ce baril.

Le sénateur Spivak : Avant d'aller plus loin, permettez-moi de rappeler que d'éminents spécialistes de l'environnement, notamment Lester Brown du Worldwatch Institute, se sont convertis à l'énergie nucléaire pour différentes raisons. Ils ne s'y opposent plus parce qu'ils estiment que c'est la solution la moins nocive pour l'environnement.

J'aurais beaucoup d'autres questions, mais j'aimerais poser celle-ci à M. Klassen. Les propriétaires des pipelines distribuent les dividendes en fonction de la longueur du segment des pipelines qui traverse des terres appartenant aux Autochtones, mais ils partagent tous la dette de façon égale, n'est-ce pas?

Le président : Excusez-moi, mais est-ce que votre question s'adresse à M. Reid?

Le sénateur Spivak : Oui, je suis désolée. Elle s'adresse effectivement à M. Reid.

Le président : Merci.

M. Reid : Oui, ce sera l'Aboriginal Pipeline Group qui contractera les prêts. Tous les groupes autochtones de la vallée sont propriétaires à parts égales de ce groupe; ils assumeront donc une part égale des dettes.

Toutefois, je m'empresse de signaler que nous négocions des prêts à forfait auprès de banques et d'autres institutions financières.

Cela signifie que si les choses ne vont pas comme prévu, et si le pipeline cesse d'être viable du point de vue économique par exemple, la banque ne peut saisir que les éléments d'actif : les composantes du pipeline, les canalisations, les compresseurs, et ainsi de suite. Elle ne pourra jamais revenir contre l'APG, ni contre les communautés autochtones.

Le sénateur Spivak : Je ne me rappelle plus lequel d'entre vous a parlé des bassins de décantation.

Le sénateur Milne : Monsieur Klassen.

Le sénateur Spivak : Ne craignez-vous pas que le changement climatique ne rende cette technologie vraiment dangereuse? Je suis sûre que le sénateur Adams voudra en parler. Le changement climatique se fait sentir beaucoup plus brutalement dans le Nord qu'ici dans le Sud. Qu'en pensez-vous?

M. Klassen : Le comité d'étude s'est dit préoccupé par l'utilisation de cette technologie. Il semble qu'en ce moment ce soit la meilleure solution qui s'offre à nous. Certains des puisards ont fait défaut, et l'on ne s'entend pas tout à fait sur le moment où s'appliquerait l'expression « fait défaut », et il s'agissait de puisards qui avaient été mis en place dans les années 1970, et certains d'entre eux même au cours de l'été.

On ne sert maintenant des puisards qu'en hiver, et il existe un document sur les pratiques de gestion exemplaire que les compagnies doivent suivre. Le comité d'étude recommande l'utilisation de ces pratiques de gestion exemplaire. Elles stipulent que les résidus de forage soient gelés sur place, et l'on recommande qu'ils soient gelés de préférence avant qu'on remettre le revêtement.

On a fait de la recherche à long terme sur les températures du pergélisol dans la région, et ces températures sont à la hausse. Quand on pense que quelque chose est gelé, c'est gelé. Mais le pergélisol a divers degrés de température, et dans certaines régions, celle-ci est descendue de moins huit à moins quatre, il y a donc lieu de s'en préoccuper.

En Alaska où il se trouve une installation assez avancée et pointue de foration descendante, à Prudhoe Bay, on est revenu aux anciens puisards. Je crois qu'on les appelle là-bas maintenant des fosses de réserve. On les a déterrés, on les a mis au niveau du sol et on les a forés.

Même si cela demeure une possibilité éloignée pour le moment dans le delta, j'ai la conviction que si on en vient au point où les puisards commencent à dégeler, c'est une option qui s'offrira à nous.

Le sénateur Milne : Monsieur Klassen, savez-vous si des entreprises de forage là-bas se sont penchées sur le genre de technologie qu'on utilise dans les mines de diamant de Diavik, où on verse des produits qui font en sorte que le pergélisol demeure gelé autour des bassins à schlamms et des fosse de stockage?

M. Klassen : Je ne le sais vraiment pas. Je sais que certaines entreprises ont installé des appareils de contrôle autour de certains puisards afin de surveiller les températures et de déterminer si les matériaux que doit contenir le puisard s'en échappent. Je ne sais pas exactement si l'on s'est penché sur ces genres de thermisteurs et autres appareils.

Le président : Au sujet des puisards et de la responsabilité civile, et vous pourrez peut-être nous en parler plus tard, je pense que la grande difficulté se situe au niveau de l'accès à long terme lorsqu'on intente des poursuites à caractère environnemental contre les associés qui ont construit les pipelines dont nous parlons aujourd'hui.

Pour ceux qui font le genre de forage dont vous parlez, le forage séismique et autre, et le forage d'exploration, on donne vraisemblablement ce travail en sous-traitance à des entreprises qui ne sont ni TransCanada Pipelines ou le Arboriginal Pipeline Group.

Il y a, particulièrement dans le Nord, des exemples de bassin de résidus miniers dont l'assainissement incombe au gouvernement du Canada parce que les entreprises qui ont fait ces travaux à l'origine, sont pour la plupart des entreprises minières, mais il s'agissait dans certains cas d'entreprises de forage séismique qui n'existent plus.

Pour ce qui est des résidus de forage dont vous parlez, les commissaires ont-ils des recours qui sont prévus par le cadre réglementaire?

M. Klassen : Comme je l'ai dit, il y a environ 200 puisards dans la région désignée des Inuvialuits. Étant donné les craintes exprimées par certaines parties, la propriété, et par conséquent la responsabilité, de tous ces puisards a été assumée par les entreprises qui les ont installés à l'origine ou qui ont acquis les actifs des entreprises qui les avaient installés à l'origine.

Nous avons tous pensé pendant un certain temps qu'il s'agissait de puisards orphelins. Enquête faite, chacun de ces puisards est lié à une entreprise.

Lorsque le ministère fédéral des Affaires indiennes et du Développement du Nord voulait surveiller le fonctionnement de certains puisards, j'imagine que par mesure de contrôle, il a dû s'adresser aux entreprises et obtenir d'elles l'autorisation de le faire, donc certains puisards ont été contrôlés.

À cet égard, nos états de service sont très bons.

Le président : Merci beaucoup, monsieur Klassen.

M. Kvisle : Je répète que la question des puisards concerne les entreprises de production pétrolière et gazière et non les sociétés de pipeline.

Les entreprises qui ont foré dans la mer de Beaufort et dans la région du delta de Mackenzie sont de très grandes entreprises comme Imperial Oil, ConocoPhillips, British Petroleum et d'autres, ces puisards sont donc garantis par de bonnes entreprises.

Le président : Nous sommes très heureux de l'entendre.

Le sénateur Adams : Merci, monsieur le président. Je vais commencer avec M. Chambers. Je me rappelle que Norman Wells a construit le pipeline de l'Alberta il y a une vingtaine d'années.

Est-il toujours en activité?

M. Chambers : Oui, je crois que le sénateur Adams fait allusion à ce qu'on appelle communément le pipeline Norman Wells. Il a été construit au début des années 1980. Hal ou Bob peuvent en préciser le diamètre. Je crois qu'il s'agit d'un oléoduc d'un diamètre de 12 pouces, et il extrait le pétrole des champs alentour de la ville de Norman Wells, qui se trouve sur le Mackenzie.

On a construit des îles artificielles ces dernières années pour faciliter le pompage du pétrole de ces puits.

Si vous avez la carte qui accompagnait mon exposé, c'est essentiellement la ligne, où le tronçon du parcours proposé pour le pipeline du Mackenzie, qui est indiquée en jaune. Elle part de Norman Wells et descend jusque dans le nord- ouest de l'Alberta. Elle est actuellement exploitée par Enbridge Pipelines.

Comme je l'ai mentionné dans mon exposé, une partie du projet gazier du Mackenzie consiste à utiliser cet oléoduc de 12 pouces pour transporter les liquides du gaz naturel qui seront produits à la suite du traitement du gaz à l'installation de la région d'Inuvik.

Les liquides du gaz naturel de l'installation d'Inuvik seront transportés dans un pipeline distinct, si le projet est approuvé, d'Inuvik jusqu'à Norman Wells, et à partir de là, ils seront transférés dans l'oléoduc existant et transporté vers le nord-ouest de l'Alberta.

Le sénateur Adams : Entre temps, on avait cessé d'extraire le pétrole de Norman Wells parce qu'on en manquait.

M. Chambers : Je ne peux pas vous répondre parce que je ne connais pas la réponse à cette question — quelle est la durée prévue de la production à Norman Wells — mais l'installation est encore en activité aujourd'hui, peut-être avec un volume moindre qu'auparavant. Chose certaine, à l'heure actuelle du pétrole est encore acheminé par ce pipeline, de Norman Wells jusqu'en Alberta.

Le sénateur Adams : Voulez-vous ajouter quelque chose?

M. Kvisle : J'allais ajouter un mot sur la longévité de l'installation pétrolière de Norman Wells. Ce réservoir a été découvert par Imperial Oil vers 1920, et c'était un réservoir de très haute qualité. On y pratiquait ce qu'on appelait la production primaire, c'est-à-dire un nombre assez restreint de puits qui ne pompaient pas très fort.

Dans les années 1980, je crois, Imperial Oil a provoqué une inondation là-bas et s'est mise à exploiter ce champ de pétrole intensivement. Le projet a extrêmement bien marché. On s'attend à ce que la récupération de pétrole soit beaucoup, beaucoup plus élevée que c'était le cas initialement, et je crois que les prévisions d'aujourd'hui disent que ce champ produira pendant encore plus de 20 ans.

Ce projet est appelé à vivre longtemps, et c'est une véritable réussite.

Le sénateur Adams : Entre-temps, si on assure un avenir au pipeline du Mackenzie, disons que vous avez besoin de deux pipelines, y aura-t-il un autre gazoduc qui partira de la mer de Beaufort et qui traversera la même région? De quel genre de pipeline parle-t-on pour l'avenir si on va de l'avant? Est-ce qu'on parle d'un pipeline de 48 pouces ou d'un diamètre moindre?

M. Chambers : Encore là, je ne peux pas vraiment parler au nom des auteurs du projet parce que je suis du côté de l'évaluation environnementale réglementaire, mais je sais, d'après les documents qui les partisans du projet nous ont soumis, que ceux-ci proposent un gazoduc d'un diamètre de 30 pouces qui partira d'Inuvik pour aboutir dans le nord- ouest de l'Alberta.

La portion du pipeline qui sera construite pour transporter des liquides de gaz naturel parallèlement au pipeline de gaz naturel aurait un diamètre de 10 pouces, si je ne m'abuse, et s'étendrait d'Inuvik à Norman Wells.

Le sénateur Adams : Avez-vous quoi que ce soit à voir avec la localisation et la construction du pipeline Mackenzie? Disons que nous sommes en train de parler maintenant d'Enbridge — si la construction du pipeline Mackenzie démarre, ce serait un tronçon différent du pipeline qui serait confié à des sous-traitants. Avez-vous quelque chose à voir avec cela?

M. Chambers : Non, pas personnellement, étant donné que je travaille pour les organismes chargés d'étudier ce projet, mais peut-être Bob a-t-il un commentaire à ajouter.

M. Reid : Oui, peut-être pourrais-je ajouter quelques précisions.

Le pipeline d'Enbridge est actuellement exploité à un peu moins que sa pleine capacité, et il y a suffisamment d'espace dans ce pipeline pour transporter les liquides naturels de Norman Wells à l'Alberta.

Pour ce qui est du pipeline de gaz sec d'un diamètre de 30 pouces, celui-ci sera construit à partir de l'installation d'Inuvik, soit l'usine de transformation à proximité d'Inuvik, et se rendra jusqu'à la frontière de l'Alberta, soit sur une distance d'environ 1 220 kilomètres. La construction sera répartie sur cinq tronçons de pipeline, entre Inuvik et l'Alberta.

Par tronçon, nous entendons un segment géographique normalement construit par un seul sous-traitant. On peut avoir plusieurs entrepreneurs travaillant sur différents segments géographiques.

Le sénateur Adams : Vous avez évoqué la signature d'ententes entre la vallée du Mackenzie et Gwich'in, Inuvialuit et Sahtu. Je me trouvais à Inuvialuit dans le cadre d'une revendication territoriale en 1982, qui coïncidait avec notre Constitution, et nous ne savions pas ce qui allait arriver. À l'époque, je collaborais assez souvent avec John Monroe, qui était le ministre des Affaires indiennes à Ottawa.

Ma première question se rapporte à Inuvialuit. À l'époque, avec le règlement de la revendication territoriale survenu entre les Gwich'in et Sahtu, il a beaucoup été question des pourcentages qui revenaient à Inuvialuit et à Gwich'in. Une fois, j'ai demandé si nous avions une entente entre les Gwich'in et Sahtu — étant donné que la frontière est commune — et on m'a répondu que ce groupe détenait environ 35 p. 100 du territoire Inuvialuit. Est-ce vrai?

M. Reid : Je ne suis pas au courant de l'accord survenu entre Inuvialuit et Gwich'in comme tel. C'est Inuvialuit qui a obtenu le règlement original de la revendication territoriale. Je crois que cela remonte à 1984. Les Gwich'in et les Sahtu sont arrivés vers la fin des années 1990. Ces trois groupes ont obtenu des règlements relatifs à leurs revendications territoriales, mais je ne suis pas au courant d'un accord partagé entre les trois. Cela ne signifie pas pour autant qu'il n'y en a pas. Je ne le sais tout simplement pas.

Le président : Monsieur Klassen, avez-vous quelque chose à ajouter?

M. Klassen : Je pourrais peut-être démêler les choses un peu. Il y a des accords en place qui se recoupent entre les Inuvialuits et les Gwich'in. Je n'en suis pas si sûr dans le cas des Shatu, et je ne connais que l'aspect ayant trait à l'évaluation environnementale.

Dans le cas des Gwich'in, par exemple, dont certains vivent à Aklavik, qui se trouve dans la région visée par le règlement inuvialuit, quand ils proposent un projet, il est assujetti à une évaluation environnementale et à un processus d'examen en vertu de l'Entente définitive inuvialuit. Je présume que le recoupement relatif à cette entente a davantage à voir avec l'évaluation environnementale, mais je n'en connais pas les détails.

Le sénateur Adams : La question que je me pose maintenant au sujet de la région inuvialuit porte principalement sur le gaz naturel. À l'heure actuelle, y a-t-il des activités d'exploitation du gaz naturel entre la région gwich'in et sahtu et le delta du Mackenzie?

M. Klassen : On fait de l'exploration dans la région gwich'in, à proximité de Fort McPherson. Je pense qu'on y fait du forage de pétrole. Évidemment, pour le moment, l'accent dans la région visée par le règlement inuvialuit est mis sur le gaz naturel.

Le sénateur Adams : Voici la seule chose qui me donne un peu de difficulté : Comment les pourcentages seront-ils répartis? Je sais que vous n'avez pas vraiment d'entente.

Le président : Sénateur Adams, est-ce que vous parlez du pourcentage de propriété du pipeline ou des ressources acheminées par le pipeline?

Le sénateur Adams : Les deux. À Inuvialuit, nous avons actuellement beaucoup de gaz naturel produit par Imperial Oil et Shell.

M. Reid : Oui, toutes les réserves de gaz du delta du Mackenzie se trouvent dans région désignée des Inuvialuits. Dans le cadre du règlement des revendications territoriales, un accord prévoit que les Inuvialuits conservent la propriété du droit d'exploitation du sous-sol pour certaines réserves de gaz.

Au sud d'Inuvialuit, des réserves de gaz ont été découvertes dans la région de Sahtu, à proximité de Coleville Lake. Encore une fois, l'accord sur les revendications territoriales des Sahtus confère à ces derniers le droit d'exploitation du sous-sol pour certaines de ces réserves; ils vont donc bénéficier de la production de gaz dans cette région.

En ce qui concerne la propriété du gazoduc proprement dit, comme je l'ai signalé tout à l'heure, les dividendes vont être répartis en fonction de la distance parcourue par le gazoduc dans chacune des régions autochtones; c'est donc cette formule qui va s'appliquer.

Le sénateur Adams : Les Sahtus ont signé un accord sur les revendications territoriales il y a un mois à Ottawa. Je ne sais pas exactement comment les membres du gouvernement territorial partagent les redevances sur le pétrole et le gaz.

M. Reid : Je ne connais pas l'accord de partage, mais je crois savoir qu'il est en vigueur.

Le sénateur Adams : Une dernière chose, Brian. Nous savons que du gaz naturel a été découvert dans l'Extrême- Arctique par Petro-Canada et Panarctic dans les années 1980. Est-ce qu'on va s'intéresser un jour à cette région si l'on manque de gaz naturel.

J'en ai parlé à Nellie il y a quatre ou cinq ans. La région présenterait un intérêt, au cas où les ressources de gaz naturel de la région du Mackenzie s'épuiseraient.

On a déterminé un pourcentage. Je ne sais exactement combien de mètres-cubes on a trouvés dans l'Extrême- Arctique dans les années 1980.

Est-ce que vous connaissez ce sujet?

M. Chambers : Oui, je le connais, mais il serait sans doute préférable que Hal vous fournisse l'information.

Tout ce que je puis dire sur ces réserves, c'est que si on s'y intéresse, qu'on veuille les exploiter et acheminer le gaz jusqu'aux marchés du Sud, l'opération sera soumise à une évaluation environnementale et à un régime de réglementation, qui tiendra compte des organismes de cogestion qui ont été créés à Inuvik pour réaliser les études de ce genre, comme cela se fait dans le cadre du projet gazier du Mackenzie.

Le sénateur Adams : Vous ne vous intéressez pas à ce gaz de l'Extrême-Arctique?

M. Kvisle : Si, TransCanada s'intéresse au gaz des îles de l'Arctique. Cependant, l'ordre le plus logique des opérations d'exploitation consisterait aujourd'hui à construire le gazoduc du delta du Mackenzie pour exploiter les réserves de gaz de la région, à se faire une meilleure idée de la durée prévisible des réserves du Mackenzie, puis à envisager d'autres options, notamment la construction d'un gazoduc de l'île Melville à Inuvik.

Il y a aussi la possibilité du gaz naturel liquéfié; il y a 20 ans, on envisageait de transporter du GNL jusqu'au Saint- Laurent et au Nouveau-Brunswick.

Récemment, on a envisagé une troisième technologie appelée le gaz naturel comprimé, par laquelle le gaz est maintenu à très forte pression, en phase gazeuse, dans un pétrolier, puis transporté jusqu'à Inuvik, où le gaz est ensuite acheminé par gazoduc.

Ce sont là des projets à long terme auxquels on ne devrait véritablement prêter attention qu'après la mise en service du gazoduc du Mackenzie.

Le président : Monsieur Chambers, M. Klassen nous a parlé d'un embarrassant problème d'inaction qui ferait obstacle à la nomination des personnes-ressources nécessaires pour faire progresser tous ces dossiers.

D'ailleurs, je suppose — et vous pouvez simplement me faire un signe de la tête — que nous parlons ici des deux gazoducs. Ce sera tout ou rien. Nous avons besoin des deux gazoducs, dans n'importe quel ordre. J'espère que c'est bien le cas, et que celui du Mackenzie précèdera celui de l'Alaska.

En ce qui concerne les questions de réglementation dont vous parlez, est-ce que vous constatez les lacunes auxquelles M. Klassen a fait référence et qui vous causeraient des difficultés?

M. Chambers : Pas directement, monsieur le président, mais je peux dire que l'Office d'examen des répercussions environnementales de la vallée du Mackenzie, qui a compétence sur la vallée du Mackenzie, de la frontière avec la région désignée des Inuvialuits jusqu'à l'Alberta, se trouve privé de président depuis maintenant quelques mois.

De même, l'Office des terres et des eaux de la vallée du Mackenzie, qui est chargé de l'octroi des concessions d'eau et des permis d'utilisation du sol dans le cadre de ce projet, n'a pas de président actuellement.

Je sais que les médias ont signalé hier qu'une liste restreinte était prête et que le ministre l'étudiait activement, mais ces postes sont vacants depuis déjà quelques mois.

Cela étant dit, j'aimerais ajouter qu'il y a eu des vacances à des postes autres que celui de président, aussi bien à l'Office d'examen des répercussions environnementales de la vallée du Mackenzie qu'à l'Office des terres et des eaux de la vallée du Mackenzie, et qu'ils n'ont été comblés l'année dernière qu'après un certain temps.

C'est là un défi et un problème auxquels les offices du Nord sont confrontés depuis un certain temps.

Le président : Ces nominations sont-elles faites par le ministre dont M. Klassen a parlé?

M. Chambers : Oui, effectivement.

Le président : Je vais vous poser une question de néophyte, monsieur Chambers. Supposons que je sois propriétaire d'une entreprise ou le représentant de ces compagnies. Les formalités que vous venez d'évoquer suffiraient à me faire repartir chez-moi, au comble de l'écoeurement.

Est-ce simplement à cause de ma naïveté? À votre avis, les gens dont vous avez parlé, les créateurs, ceux qui font naître ces entreprises peuvent-ils s'accommoder de ces procédures? Sont-ils satisfaits de la rapidité du traitement de leur demande?

M. Chambers : C'est aux protagonistes qu'il faudrait poser votre dernière question. Je ne peux pas répondre en leur nom, mais je peux faire un commentaire. Vous posez une très bonne question, tout à fait pertinente à l'étude du projet.

Le président : Une chatte n'y retrouverait pas ses petits. Et que peut-on faire maintenant?

Le sénateur Angus : Une précision, s'il vous plaît. Dans votre document et dans vos réponses, monsieur Chambers, vous faites référence aux protagonistes. Est-ce que c'est toujours Imperial Resource Group? Dans le projet de l'Alaska, monsieur Kvisle, les protagonistes sont-ils différents?

M. Chambers : Dans mon exposé, j'ai fait référence au projet de gaz du Mackenzie, qui réunit plusieurs partenaires, dont l'Arboriginal Pipeline Group, ConnocoPhillips et d'autres, comme ExxonMobil et Imperial Oil Resources Ventures, qui ont présenté le projet au nom de ces différents partenaires.

Le sénateur Angus : Est-ce que c'est une sorte d'entreprise en coparticipation?

M. Chambers : C'est exact, car trois compagnies d'exploitation pétrolière et gazière possèdent les trois points d'encrage du delta du Mackenzie.

Le sénateur Angus : Et dans le cas du gazoduc trans-alaskien?

M. Kvisle : Tout d'abord quelques renseignements complémentaires sur le Mackenzie. L'Arborignal Pipeline Group a un intérêt d'un tiers dans le projet et assume un tiers des coûts d'élaboration des demandes soumises au processus réglementaire.

Je précise que le coût de la procédure réglementaire va dépasser 300 millions de dollars.

Le sénateur Angus : Le groupe autochtone va en payer 100 millions?

M. Kvisle : Ils devraient en payer 100 millions; cette première tranche de 100 millions est fournie par TransCanada. C'est le rôle que nous jouons dans le cadre du projet. Nous appuyons l'Arborignal Pipeline Group.

À l'heure actuelle — et Bob Reid a peut-être des chiffres plus précis — je crois que nous approchons d'un coût total de 200 millions de dollars. Notre part est d'environ un tiers de ce total, soit environ 60 ou 70 millions de dollars que nous avons versés au nom de l'Arborignal Pipeline Group.

Les protagonistes de la vallée du Mackenzie sont ceux que M. Chambers a mentionnés, mais l' Aboriginal Pipeline Group a l'appui de TransCanada et c'est pourquoi nous ne sommes pas mentionnés directement. Nous appuyons le groupe.

Le sénateur Angus : Le mot « protagoniste » désigne-t-il ceux qui parrainent ces entreprises dans votre secteur?

M. Kvisle : Oui, ils jouent divers rôles.

Il y a un grand nombre de protagonistes pour le projet de l'Alaska. Il y a notamment les trois producteurs de Prudhoe Bay, c'est-à-dire ExxonMobil, ConocoPhillips et British Petroleum, qui ont aussi des activités dans le delta du Mackenzie.

ExxonMobil et ConocoPhillips sont des protagonistes du pipeline de la vallée du Mackenzie. BP ne s'occupe pas activement de ce projet, mais fait de la prospection et du forage dans le delta du Mackenzie et voudrait y exploiter des gisements gaziers un peu plus tard.

Revenons maintenant à l'Alaska. Il y a les trois principaux producteurs, ExxonMobil, ConocoPhillips et British Petroleum. Il y a aussi l'État de l'Alaska qui s'occupe activement du projet et qui tient à ce qu'il aille de l'avant.

L'État de l'Alaska aurait probablement droit à environ le tiers des liquidités générées par la production de gaz, à cause des redevances, des taxes sur la production, des impôts fonciers et d'autres impôts sur les recettes produites.

L'État est l'un des principaux bénéficiaires de la production à Prudhoe Bay et c'est à mon avis un protagoniste-clé du projet.

Le sénateur Angus : J'ai lu quelque chose à ce sujet dans le journal ce matin. Apparemment, il essaie de s'attaquer au problème de la chatte qui n'y retrouverait pas ses petits, dont parlait le président.

M. Kvisle : Oui. Du côté du Canada, TransCanada est maintenant le propriétaire unique du pipeline Foothills que nous avons acquis grâce à diverses transactions depuis sept ou huit ans.

Nous sommes maintenant le protagoniste du côté canadien. D'autres intervenants voudraient cependant proposer d'autres façons de procéder et ce sont les producteurs qui décideront s'ils doivent collaborer avec nous ou construire leur propre pipeline pour le relier soit à l'Alberta soit à Chicago.

C'est pour cela que nous avons besoin de précisions de la part du gouvernement du Canada au sujet du projet de l'Alaska. Devrons-nous continuer à appliquer les dispositions de la Loi sur le pipeline du Nord pour construire le tronçon canadien, ce qui veut dire que TransCanada serait protagoniste du projet, ou bien permettra-t-on toutes sortes d'autres propositions, ce qui veut dire que nous ne saurons pas qui sera le protagoniste ni quand il sera choisi.

Le président : C'est le cas de la chatte attribuable au règlement.

J'espère que vous pourrez nous dire aujourd'hui que tout va bien avec le projet, que la situation n'est pas totalement différente de ce qu'elle serait dans d'autres endroits plus concurrentiels du monde, que le projet est réalisable et ne présente pas de difficultés insurmontables.

Le sénateur Milne : La commission mixte a interrompu l'évaluation environnementale, n'est-ce pas?

M. Chambers : Si vous me permettez de répondre à la question, je signale qu'on ne peut pas vraiment dire que le processus d'évaluation environnementale a été interrompu. Par ailleurs, vous avez raison dans une certaine mesure parce que la commission mixte d'évaluation a demandé plus de renseignements aux protagonistes du projet, au début de février. Elle a demandé que ces renseignements lui soient fournis avant la fin de mars, surtout en ce qui concerne les conséquences socioéconomiques que pourrait avoir le projet sur les connaissances traditionnelles.

L'auteur de cette lettre, le président de la commission, a dit que la commission ne pourrait pas organiser une audience au sujet du projet avant d'avoir reçu ces renseignements supplémentaires.

Le sénateur Milne : La commission veut minimiser les dommages?

M. Chambers : En effet, la commission continue d'évaluer les documents qu'elle a reçus et n'est pas disposée à tenir une audience avant d'avoir obtenu ces renseignements supplémentaires.

Le président : Je voudrais poser une question un peu plus précise à propos de ma comparaison à la chatte qui n'y trouverait pas ses petits.

Je pense que nous sommes tous d'accord pour dire que nous préférerions que le projet du pipeline de la vallée du Mackenzie aille de l'avant d'abord et le projet de la route de l'Alaska ensuite.

Cela tient au fait, il me semble, que le pipeline du Mackenzie a déjà quelques années d'avance, peut-être quatre, et que la construction pourrait être terminée en 2008 et en 2012.

Si nous perdons cette avance à cause d'une surréglementation et qu'on empêche le pipeline de la vallée du Mackenzie d'être construit, on nous a dit que l'ensemble du projet serait compromis. Est-ce vrai?

M. Reid : Je peux peut-être répondre. Il importe que le pipeline de la vallée du Mackenzie soit construite avant le pipeline de l'Alaska parce que le pipeline de l'Alaska aura environ quatre fois la capacité du pipeline du Mackenzie.

Si le pipeline de l'Alaska était construit en premier, on pourrait augmenter sa capacité. On pourrait l'augmenter du volume que pourra transporter le pipeline du Mackenzie, c'est-à-dire environ 1 milliard de pieds cubes par jour, pour pas mal moins cher que le coût de la construction du pipeline du Mackenzie.

On peut donc voir que, si le pipeline de l'Alaska est construit en premier, on pourra ensuite augmenter sa capacité tant qu'il y a suffisamment de réserves en Alaska, ce qui retarderait de beaucoup la construction du pipeline du Mackenzie.

Le président : Monsieur Kvisle?

M. Kvisle : Je signale tout d'abord que le pipeline de la vallée du Mackenzie représente environ 1 220 kilomètres de tuyaux de 30 pouces de diamètre et que le pipeline serait construit dans un territoire relativement de niveau où les travaux seraient relativement faciles. Bien sûr, le pipeline serait construit pendant l'hiver, mais ce serait assez simple.

De son côté, TransCanada a maintenant plus de 41 000 kilomètres de pipeline et nous avons souvent construit des tronçons de 1 200 kilomètres en une seule saison.

Il n'y a pas vraiment de défis d'ingénierie ou de problèmes de gestion de projet pour un pipeline comme celui-là.

Le projet de l'Alaska pose des problèmes à tous les niveaux. Il doit traverser la chaîne de Brooks. Il sera construit de tuyaux qui ont un diamètre et une épaisseur sans précédent pour transporter quatre fois le volume sur quatre fois la distance du projet du Mackenzie. Ce projet comporte aussi toutes sortes de complications politiques.

Le projet du Mackenzie a donc un avantage certain sur le projet de l'Alaska. Je répète cependant que je donne le point de vue de TransCanada et non pas celui d'Imperial Oil ou des protagonistes du projet.

Du point de vue de TransCanada, il y a trois choses qui nous inquiètent dans le projet du Mackenzie. La première est le processus réglementaire que vous avez décrit avec votre allusion à la chatte.

Si nous voulions obtenir l'approbation d'un projet de ce genre en Alberta ou en Ontario, le processus réglementaire serait très clair et rapide. Il faudrait présenter le projet à l'Office national de l'énergie, ou bien, dans le cas de l'Alberta, à l'Alberta Energy and Utilities Board.

Le début et la fin du processus seraient assez bien définis et nous aurions dès le départ une assez bonne idée du résultat final. C'est beaucoup plus compliqué dans le cas de la vallée du Mackenzie parce qu'il y a une multitude d'offices des terres et des eaux et de comités d'examen environnemental. C'est très compliqué.

J'aurais tort de ne pas ajouter ici que c'est beaucoup plus compliqué pour TransCanada que tout ce que nous pouvons faire en Alberta, en Ontario ou ailleurs.

Deuxièmement, il reste encore à négocier des accords sur les bénéfices et l'accès pour les quatre groupes autochtones touchés par le pipeline.

Ceci est tout à fait distinct de l'intérêt de l'Aboriginal Pipeline Group dans le pipeline. Néanmoins, à titre de gardiens du pipeline et possédant certains droits, ces groupes autochtones — les Inuvialuits, les Gwich'ins, les Sahtus et les Deh Chos — ont droit à certains avantages quand ils permettent l'accès à leur territoire.

Ce sont de longues négociations qui n'en finissent plus, et les mécanismes sont un peu différents de ceux qui s'appliquent dans le reste du Canada. Mais c'est comme ça. Le processus est long, mais le projet doit y être assujetti.

Le sénateur Angus : Ce n'est pas encore fini?

M. Kvisle : Non, pas du tout.

J'aimerais aussi attirer votre attention sur un troisième élément : la question des revendications territoriales des Deh Cho dans le tronçon du projet qui se trouve le plus au sud.

Dans tous les trois cas, nous parlons de domaines qui sont de compétence fédérale et dans lequel le gouvernement fédéral s'implique. Le ministère des Affaires indiennes et du Nord est en cause aussi jusqu'à un certain point dans tous les trois domaines.

Energie Canada, EnerCan, participe au processus réglementaire, mais le gouvernement fédéral a clairement un rôle à jouer dans l'examen du processus, et doit avoir son mot à dire pour s'assurer qu'un événement inattendu ne puisse pas faire dérailler ce projet avant qu'il ne soit exécuté.

Du point de vue de la compagnie TransCanada, ceci est très important.

M. Chambers : Comme j'ai dit pendant mon exposé, je veux souligner et réitérer que le plan de collaboration n'a pas créé le régime réglementaire dans les Territoires du Nord-Ouest.

J'ajouterais que l'industrie, en particulier Imperial Oil Resources Ventures Limited, a toujours publiquement déclaré qu'elle appuie le plan de collaboration comme un bon moyen de naviguer le régime environnemental et réglementaire actuel dans les Territoires du Nord-Ouest.

Comme il y a des offices du nord dans la vallée du Mackenzie, il est important du point de vue environnemental et réglementaire de se rappeler, comme on nous l'a déjà rappeler aujourd'hui, que des revendications territoriales ont été réglées entre le Canada et les Premières nations de la vallée du Mackenzie et la région de la mer de Beaufort.

Ces ententes territoriales étaient en grande partie un produit de l'enquête Berger des années 1970, et leurs négociations avaient commencé pendant la phase initiale de l'entente.

Il est vrai que l'entente finale avec les Inuvialuits a été conclue en 1984, mais il y avait déjà une entente de principe en 1978. L'entente finale, signée en 1984, était basée sur cette entente de principe.

L'approche initiale et l'intention du gouvernement du Canada pour négocier les revendications territoriales dans la vallée du Mackenzie étaient de négocier une seule revendication territoriale pour la vallée entière, suite à la conclusion de l'entente finale avec les Inuvialuits.

Tout ceci se passait dans le contexte des négociations territoriales avec les Dénés et les Métis, qui — vous le savez déjà peut-être, se sont déroulées entre la fin des années 1970 et 1990. En 1990, les négociations ont abouti à une entente de principe, mais la revendication territoriale, qui aurait inclus toute la vallée du Mackenzie, de la région désignée des Inuvialuits jusqu'à l'Alberta, n'a pas vu le jour pour diverses raisons.

Cela dit, cette revendication territoriale globale a servi de base pour le règlement ultérieur de la revendication territoriale des Gwich'ins en 1992, et la revendication territoriale des Sahtus en 1993.

Je vous dis tout cela parce que, comme vous savez, les revendications territoriales sont des ententes protégées en vertu de la Constitution. Les dispositions de cette entente stipulent qu'on établisse des organismes de cogestion, d'évaluation environnementale et de règlementation.

On a donc créé l'Office d'examen des répercussions environnementales de la vallée du Mackenzie, qui est maintenant responsable des évaluations environnementales dans la vallée du Mackenzie, analogue à la responsabilité dont a parlé M. Klassen et qui incombe à son comité dans la région désignée des Inuvialuits.

Du côté réglementaire, on a aussi créé l'Office des terres et des eaux de la vallée du Mackenzie, en vertu de ces revendications territoriales, et par la suite on a adopté la loi habilitante, la Loi sur la gestion des ressources de la vallée du Mackenzie.

Malgré le fait que ces conseils nordiques soient nouveaux, ils sont tout de même protégés par la Constitution et jouent un rôle essentiel. Les Autochtones de la vallée du Mackenzie participent de manière égale aux conseils, ce qui, après tout, a été demandé de façon très éloquente lors de la Commission Berger pendant les années 1970. Les peuples des Premières nations pensaient vraiment qu'ils n'avaient pas un mot à dire, et je pense qu'ils avaient raison en ce qui concerne les décisions prises, ou du moins envisagées, au sujet des activités de développent dans leur territoire traditionnel et dans les régions adjacentes.

Ces conseils nordiques, qui n'existent pas au sud, ont été créés principalement par des règlements de revendications territoriales et accordent un rôle important aux Premières nations en leur permettant de participer à l'examen de ces importants développements.

Le président : Merci, monsieur Chambers. Tout le monde ici veut que les aspects écologiques, environnementales, sociaux et économiques soient pleinement pris en compte dans le cadre de ces processus. Personne ne s'intéresse plus que nous aux intérêts des Autochtones et à la protection de leurs droits en vertu de la Constitution.

Il semblerait, en effet, que les niveaux que vous avez décrits constituent des obstacles. Je pense que l'on s'entend également sur le fait que ces niveaux ne doivent pas être une entrave à la réalisation de ces activités qui bénéficieront à tout le monde au bout du compte. Ce sont les frustrations d'un profane que j'exprime plus qu'autre chose.

Le danger, c'est que l'on ne s'est pas bien entendu sur quoi miser : devrions-nous faire adopter une mauvaise loi dans un domaine quelconque au profit d'une bonne loi dans un autre domaine? C'est un petit jeu dangereux.

Le sénateur Buchanan : Vous avez parlé de la réserve faunique nationale de l'Arctique, l'ANWF. Permettez-moi de vous poser la question suivante. Je m'y connais bien parce que j'ai suivi ce dossier de près aux États-Unis pendant des années avec Frank Murkowski, notamment.

Frank Murkowski est devenu gouverneur de l'Alaska depuis, sa fille est l'un des sénateurs et l'autre sénateur est très favorable à l'ANWF. George W. Bush est à la Maison-Blanche, les républicains jouissent d'une majorité tant au Sénat qu'à la Chambre et John Kerry n'est pas à la Maison-Blanche, alors qu'en pensez-vous? Croyez-vous que l'ANWF va aller de l'avant parce que Frank Murkowski est un véritable partisan du forage que compte effectuer l'ANWF?

M. Kvisle : D'abord, sénateur, je dois dire que je ne dispose d'aucun renseignement privilégié à ce sujet, mais j'aimerais toutefois vous faire part de mon opinion. À mon avis, un forage très bien conçu et soigneusement contrôlé va se faire dans certaines parties de l'ANWF.

Je crois que le gouvernement des États-unis va s'en aller dans cette direction, et je pense que dans cette partie de l'ANWF, l'impact environnemental sera, dans la mesure du possible, minimisé.

Je ne pense pas qu'il va permettre un développement industriel à grande échelle dans l'ANWF. Je pense également qu'il va faire très attention de ne pas toucher aux régions qui sont faciles à distinguer des régions accessibles. Je pense que le gouvernement américain va continuer à protéger les régions importantes de l'ANWF.

Du point de vue de TransCanada, nous ne croyons pas que la construction d'un pipeline continental à grand diamètre qui traverserait l'ANWF serait approuvée. Nous ne sommes même pas sûrs que ce soit une bonne idée.

Nous ne l'appuyons pas. Nous avons pris notre décision et nous avons décidé d'appuyer la construction du pipeline de la route de l'Alaska plutôt qu'un pipeline qui traverse l'ANWF. À plus forte raison, si l'on tient compte de la fragilité environnementale du Nord du Yukon qui, à mon sens, est une terre beaucoup plus intéressante et qui a une plus grande valeur pour nous que les terres situées au sein de la zone littorale de l'ANWF.

Le président : Sénateur Milne, très rapidement.

Le sénateur Milne : Oui, très rapidement. La plupart des terres de l'ANWF sont, bien entendu, montagneuses, et ils vont forer et faire leur travail de prospection dans la région de la plaine littorale où les caribous circulent, de même que les êtres humains, les animaux, bref, tout. Par contre, ils ne circulent pas dans les montagnes.

Alors c'est là que ça va se produire. Ça va se produire dans une très petite partie de l'ANWF. Je ne pense pas qu'ils puissent éviter les répercussions environnementales.

Le sénateur Spivak : Avez-vous une idée de la quantité de pétrole qui s'y trouverait? D'après certains documents, s'ils augmentent l'efficacité énergétique des VUS de deux milles le gallon, cela équivaudrait à la quantité de pétrole dans l'ANWF, ce qui, d'après eux, devrait approvisionner pendant six mois les États-Unis. Que pensez-vous de cela, de ces six mois?

Le président : Je tiens à vous rappeler, honorables députés, que nos experts sont ici pour nous parler d'essence, et je leur demanderai de s'en tenir à ce sujet.

M. Kvisle : Je dirais tout simplement qu'il y a toute une gamme d'opinions sur le potentiel géologique de l'ANWF de même que sur la réserve pétrolière naturelle qui existe à l'ouest de la baie Prudhoe.

La plupart des experts dans l'industrie auxquels j'ai parlé trouvent qu'il y a plus de potentiel à l'ouest que dans l'ANWF, mais il y a certainement des possibilités d'envergure mondiale qui ont été trouvées dans l'ANWF et qui intéresseraient l'industrie. Quant au résultat du forage qui pourrait avoir lieu, je n'en ai aucune idée.

Le président : Avant d'ajourner, je dois dire que lorsque nous étions à Washington et que nous nous opposions bruyamment au forage dans l'ANWF, sénateur Spivak, à cause de la sensibilité de la région, les Américains nous ont répondu très gentiment que nous avions déjà foré de notre côté de la frontière et que nous n'avions rien trouvé, alors tant pis. C'était dur de répondre à cela.

Messieurs, nous vous remercions de votre disponibilité et d'avoir généreusement répondu à nos questions. Comme vous le voyez, nous aurions pu continuer pendant encore bien longtemps. J'espère que si nous avons d'autres questions, nous pourrons vous en faire part par écrit, nous avons vos adresses. Nous apprécierions bien vos réponses, et il se peut aussi que nous vous demandions de comparaître à nouveau.

La séance est levée.