Projet inacceptable en raison de ses nombreux facteurs de risques pour le Québec

France Rémillard, Danielle Gagnon, Antoine Boivin, Pierre-Paul Sénéchal, membres du GIRAM

Le Groupe d’initiatives et de recherches appliquées au milieu (GIRAM) est un organisme sans but lucratif, créé en 1983. Il a pour mission de diffuser des valeurs de qualité de vie, de conservation du patrimoine, de protection de l’environnement et des paysages bref, de proposer des aménagements harmonieux dans son milieu de vie régional en accord avec le concept de développement durable.

Le GIRAM est invité à rédiger un mémoire sur un projet qui au sens des audiences prévues en vertu de la Loi sur la qualité de l’environnement n’existe pas. Un projet qui, depuis 2013, change de trajectoire à chaque fois que surgit une difficulté manifeste, un projet pour lequel les réponses du promoteur aux nombreuses questions posées lors de la première séance de consultation sont souvent demeurées évasives. Aucune véritable analyse d’impact n’a été déposée à ce jour par l’initiateur. Le rapport du BAPE sera transmis au gouvernement du Québec, mais son véritable destinataire est l’Office national de l’énergie qui, lorsqu’on examine son prospectus sur l’énergie, ressemble sous certains aspects à une agence de marché du pétrole canadien.

Introduction : plus qu’un simple tuyau

Lors d’un récent débat dans le cadre d’une émission d’affaires publiques (Bazo.TV), l’économiste en chef et directeur de la recherche de l’Institut économique de Montréal, monsieur Youri Chassin, s’étonnait qu’on fasse autant de chichi autour de ce projet. « Finalement, Énergie Est, ce n’est qu’un tuyau », concluait-il le plus naïvement du monde. Un propos qui illustre la superficialité de bien des analyses portées par nos groupes de promotion économique.

En fait, le « tuyau » d’Énergie Est c’est plus complexe que cela. Il représente l’élément central d’un vaste système de transport pipelinier et maritime conçu et imaginé pour désenclaver, la troisième plus grande réserve de pétrole de la planète.

Lorsqu’on regarde la trajectoire prévue pour ce « tuyau », une réalité saute aux yeux : à partir de son dernier point d’approvisionnement à la frontière de la Saskatchewan et du Manitoba, il peut voyager sans le moindre problème de conscience à travers de vastes plaines faiblement peuplées, puis traverser les désertiques forêts du Nord du lac Supérieur en Ontario, pour finalement terminer sa course de façon brutale, directement au-dessus des sources d’approvisionnement en eau potable de plus la plus importante agglomération urbaine du Québec (Montréal, 46 % de la population). Il emprunte par la suite un tronçon extrêmement sensible, celui des tourbières de Lanoraie et des espaces fragiles et habités du nord du Saint-Laurent, pour finalement enjamber le grand Fleuve, cette fois juste en amont de la deuxième plus importante agglomération du Québec. C’est le cœur même du Québec, par terre et par eau qui est ainsi pris d’assaut. En matière de principe de précaution, on a déjà vu mieux. Il y a une règle qui transcende normalement les impératifs purement comptables et financiers : lorsqu’il s’agit de traitement ou de transport de matières dangereuses, on doit de façon générale se tenir loin des zones d’habitation et de population.

Le Saint-Laurent et ses terres fertiles sont à la source même du peuple québécois. Sur plus de quatre siècles, il s’est tissé un destin commun entre les deux rives. Une réalité dont on ne peut faire abstraction lorsque vient le temps de tracer des plans de transport de matières dangereuses aussi déterminants pour les cinquante prochaines années. Par l’immensité du débit de pétrole brut qu’il veut transiter, ce tuyau représente la plus grande menace écologique qui n’ait jamais plané sur le Québec. Ce dernier est déjà une des principales portes d’entrée du continent au chapitre des matières dangereuses. Ajouter les nombreux risques associés à ce projet de transport de 1,1 million de b/j à tous ceux déjà présents sur ce fleuve et sur les voies ferroviaires du Québec ne nous paraît globalement pas acceptable.

1/ Un projet conçu sans égard à la réalité des bassins versants qui alimentent le système hydrographique du Saint-Laurent

L’écosystème du Saint-Laurent est un système très sensible et très complexe par les interactions intimes qu’il entretient avec les populations qui en vivent. On y retrouve des lacs et des tronçons fluviaux, un long estuaire et un golfe aux caractéristiques marines, une diversité d’habitats ainsi qu’une faune et une flore tout aussi diversifiées. Le Québec a la chance d’avoir sur son territoire 3 % des réserves d’eau douce de la planète (plus de 500 000 lacs et 4 500 rivières). Cette réserve joue un rôle important dans le peuplement du Québec, son développement économique et son organisation territoriale. Au centre des développements urbains, ces bassins sont source d’approvisionnement en eau potable de la grande majorité des habitants du Québec. Joyau unique du patrimoine écologique, le Saint-Laurent compte quatre sites conventionnés en raison de ses zones humides d’importance internationale. Le site le plus vaste (12 000 ha) se situe au lac Saint-Pierre, Réserve mondiale de la biosphère depuis 2001.

Lorsqu’on analyse le dossier Énergie Est, à partir de son premier prospectus du printemps 2013, il se dégage une impression assez évidente : les consultants qui ont réalisé les travaux d’analyse ayant conduit au tracé du tuyau, ou bien ne connaissaient pas ces réalités ou bien ont fermé les yeux. Les deux hypothèses sont de toute façon inacceptables.

La région hydrographique du Saint-Laurent nord-ouest est celle qui est la plus concernée par ce tracé, particulièrement 10 bassins versants de Montréal à Québec. Depuis 2002, le ministère du Développement durable, de l’Environnement et des Parcs (MDDEP) a pour mission d’assurer la gestion de l’eau dans le cadre de la politique nationale de l’eau du Québec (PNE). Cette politique met les balises de gestion pour la protection, la restauration et la mise en valeur de cette ressource. Les enjeux découlant de cette politique sont les suivants. Ont-ils été analysés par Énergie Est ?

  • Reconnaître l’eau comme patrimoine collectif des Québécois ;
  • Assurer la protection de la santé publique et des écosystèmes aquatiques ;
  • Gérer l’eau de façon intégrée dans une perspective de développement durable ; la gestion intégrée de l’eau par bassin versant constitue un axe d’intervention majeur.

Les facteurs de risques soulevés par plusieurs personnes et groupes lors de la première partie des audiences et qui pèsent sur ces 10 bassins versants, ainsi que la traversée du fleuve et ses rivières majeures des bassins sud (Chaudière, des Etchemins) doivent être examinés sans compromis et avec la plus grande sévérité par les commissaires du BAPE, tant ils sont d’importance sur l’avenir du Québec et la sécurité de ses habitants.

2/ Des facteurs de risques trop nombreux pour prétendre aux standards de sécurité

Il est reconnu qu’en matière de transport de matières dangereuses, malgré toute l’attention que l’on peut porter à l’évaluation des ressources et à la fiabilité des équipements, l’occurrence d’événements externes et l’entrée en scène de nombreux facteurs dits anormaux ne peuvent jamais être entièrement prévues évaluées ou gardées sous contrôle. Dans le cadre de l’analyse des risques liés au transport des hydrocarbures, il ne faut pas négliger l’importance du facteur humain. Ils sont le plus souvent à la source d’une large majorité des incidents et des accidents. Ne pas les considérer représenterait une autre des faiblesses majeures du projet Énergie Est.

Rappelons simplement à cet égard les observations du Rapport du BAPE sur le Projet Soligaz à Varennes, en rapport avec les facteurs de risques reliés au transport par navires – citernes dans Zone du Lac-St-Pierre). Les données relatives aux déversements de produits chimiques et pétroliers survenus sur cette portion du fleuve indiquent un niveau de risque élevé. On y dénombre des déversements de produits pétroliers par centaines ; la majorité (73 %) de ces déversements serait attribuée à l’erreur humaine alors qu’une minorité (10 %) résulterait de défectuosités mécaniques.

Avec l’accroissement exponentiel de la fréquence et du volume du transport de pétrole, que ce soit par voie pipelinière, ferrée ou via les eaux du Saint-Laurent, c’est la loi du nombre qui, inexorablement, déterminera où et quand se produira la catastrophe appréhendée.

En dépit des prétentions de l’industrie, le risque nul n’existe pas en matière de transport massif de pétrole lourd. Ce qu’on appelle le gros bon sens c’est-à-dire une application judicieuse du principe de précaution doit prévaloir sur toute décision.

Les risques à la sécurité publique tout comme ceux liés à l’environnement sont multipliés dans le même ordre que la multiplication des modes de transport du pétrole brut ou des produits raffinés. La région de Québec et particulièrement la rive sud est un carrefour du transport du pétrole.

Déjà, un pipeline d’une capacité de 100 000 b/j et de 16 pouces de diamètre est en exploitation entre Lévis et Montréal Est traversant 32 municipalités et 8 MRC. Le fleuve est l’autoroute du pétrole avec les 200 navires-citernes/an entre Montréal Est et Lévis (Valero) ; les 30 navires-citernes d’exportation de Suncor à partir de Sorel-Tracy ; les 12 pétroliers/an de 1million de barils de brut qui arrivent à Lévis (Valero) ; les 240 navires – citernes/an de produits raffinés qui naviguent de Lévis (Valero) vers l’est du Canada ; sans compter un nombre impressionnant de navires-citernes qui transportent des hydrocarbures sur le fleuve vers les ports en amont de Québec (Énergie Valero, Le raffinage au Québec, un élément essentiel de notre indépendance énergétique, document promotionnel, 2014).

Le transport d’hydrocarbures par train est assez florissant dans la région de Lévis. Bien que suspendus en 2015 pour des motifs économiques, les trains (DOT-111) approvisionnaient la raffinerie de Lévis dans l’ordre de 180 à 360 transports/an et des dizaines de ces wagons-citernes quittent la raffinerie vers l’est chaque semaine avec des produits raffinés. La réalisation du projet au port de Belledune au Nouveau-Brunswick ajouterait 220 wagons-citernes en transit dans la région de Lévis. (Saint-Antoine-de-Tilly Milieu de vie. L’avenir n’est pas dans les hydrocarbures, Plaidoyer pour un plan d’action gouvernemental sur la transition énergétique. Novembre 2015). À cela s’ajoutent les très nombreux camions-citernes qui viennent chaque jour s’approvisionner à la rampe de chargement de la raffinerie de Lévis (Valero) pour ensuite parcourir les routes du Québec.

3/ Impacts sur les eaux du Saint-Laurent et ses affluents

Le projet d’Énergie Est ne fait aucune analyse même minimale du fleuve et il ne tient pas compte du comportement hydrodynamique du fleuve dans la région prévue pour le tracé. Ce comportement est particulier avec la présence de fortes marées et d’inversions du courant sans compter le couvert de glace présent sur le fleuve pendant une bonne partie de l’année. Le projet ignore également l’exposition du fleuve à un déversement en provenance de ses nombreux tributaires, tant en phase de construction que d’exploitation.

Par exemple :

[…] le scénario de déversement dans la rivière des Etchemins est à notre avis optimiste, tant dans les temps de réaction que dans les temps de transport vers le fleuve. Il ne tient pas compte des caractéristiques des produits transportés ni de la présence possible de glace. […] Il n’est pas représentatif pour les autres rivières sur lesquelles aucune analyse n’est faite. Le débit du pipeline prévu est de 3 m3/s. Dans un cas de bris, avec un temps théorique de 22 minutes, ce sont au moins 2 600 m3 de produits qui se déversent sans compter le volume contenu dans le pipeline. Dans le cas d’une fuite non détectée de 1,5 % du débit, ce sont potentiellement 40 000 m3 qui seront déversés entre deux inspections aux 15 jours ». (Secretan, Yves. Projet Énergie Est : Vulnérabilité et exposition de l’estuaire fluvial du Saint-Laurent dans la région de la CMQ, INRS-ETE, mars 2016).

Stations de pompage et franchissement du Saint-Laurent

Le projet d’Énergie Est prévoit une station de pompage dans le secteur sud de Saint-Jean-Chrysostome à Lévis et une station de comptage sur les terrains de la raffinerie Valero. Selon une étude réalisée aux États-Unis (Pipelines and Hazardous Materials Safety Administration), le tiers des incidents (744) sur les réseaux d’oléoducs entre janvier 2010 et août 2015 sont survenus à des stations de pompage et de comptage. Ces déversements impliquent 31 700 barils de pétrole. Au Canada, ce sont 231 évènements (3 520 barils) dans des stations de pompage des canalisations de brut, identifiés par le Bureau de la sécurité des transports entre 2004 et 2015.

Le franchissement du fleuve Saint-Laurent sur une distance de 3,5 km est une préoccupation majeure en matière de sécurité publique. « Il semblerait qu’une telle traverse n’a jamais été exécutée nulle part ailleurs dans le monde. […] Aucun relevé géotechnique n’avait encore été réalisé sur le tracé prévu et que la zone considérée présente un risque sismique moyen. » (Pelletier, Jean-François. Enjeux de sécurité publique du projet Énergie Est dans la CMQ. CPCS, février 2016).

4/ Impacts sur les milieux humides

L’oléoduc traversera des tourbières, des étangs, des marais et des marécages. Ces écosystèmes jouent un rôle très important dans la lutte contre les îlots de chaleur urbains. Dans la seule région Chaudière-Appalaches, l’ensemble de ces milieux humides couvre une superficie totale de 53 579 hectares correspondant à 12,4 % du territoire.

Le tracé d’Énergie Est touche des milieux humides couvrant 2 417 ha sur le territoire de la CMQ dont 99,5 ha seront directement perturbés par l’emprise de l’oléoduc. » (Poulin, Monique. Évaluation du projet Énergie Est de TransCanada sur le territoire de la Communauté métropolitaine de Québec en regard des milieux humides, Université Laval, janvier 2016). Ce sont des marais et des marécages le long du fleuve Saint-Laurent (rive Nord et Sud) dans un complexe de 3 037 ha jugé de valeur exceptionnelle de même que 3 tourbières prioritaires sur le plan de la diversité. De plus, TransCanada n’a pas présenté de procédures dans l’éventualité d’un déversement de pétrole en milieu humide malgré le risque d’un impact irréversible. Les réseaux d’alimentation en eau des municipalités de Saint- Charles et de Beaumont dépendent de ces tourbières.

Pour le GIRAM, ce tracé via les tourbières représente en soi un obstacle de taille. Il s’agit de milieux extrêmement fragiles et sensibles. Leur importance tient au rôle important qu’elles jouent dans le cycle de l’eau et la survie de nombreuses espèces rares, vulnérables ou protégées. Les Bryophytes et les végétaux ligneux, principalement des éricacées sont des plantes acidophiles qui ne se développent pas dans des milieux perturbés ni dans les sols horticoles. Plusieurs travaux universitaires confirment leur incidence sur la production de GES :

Les tourbières sont impliquées dans plusieurs cycles biogéochimiques, notamment celui du carbone, qui a une importance dans la régulation du climat à l’échelle planétaire. Elles sont également reconnues pour leur remarquable aptitude à filtrer l’eau lorsqu’elles sont localisées aux basses altitudes des bassins versants et peuvent constituer des sources d’eau douce importantes dans certaines localisations géomorphologiques (Joosten et Clarke, 2002). De plus, les tourbières offrent un habitat unique pour diverses espèces de faune et de flore qui ont su s’adapter aux conditions particulières de ces milieux réducteurs et souvent acides. Elles contribuent donc à augmenter la biodiversité régionale, comme démontré par Calmé et coll. (2002) pour la faune aviaire. Dans les tourbières, puisque la production végétale est supérieure au rythme auquel la matière organique se décompose, il y a accumulation de carbone sous forme de tourbe. C’est pourquoi on qualifie ces milieux de puits de carbone. La faible décomposition résulte d’une combinaison d’effets : l’acidification du milieu par la sphaigne, la limitation de la diffusion de l’oxygène dans une partie du profil de tourbe (Clymo, 1992), ainsi que des températures basses pour une activité microbienne minimale dans les couches enfouies de sol organique (Chapman et Thurlow, 1998). Dans leurs sols, les tourbières emmagasinent plus du tiers du carbone de la planète (Gorham, 1991).

Le groupe de recherche en écologie des tourbières, dirigé par la Dre Line Rochefort du département de phytologie de l’Université Laval, a étudié les multiples impacts négatifs du drainage d’une tourbière dont la baisse du niveau de la nappe phréatique et la diminution de la rétention d’eau et l’assèchement et le rétrécissement de la tourbière (http://www.gret-perg.ulaval.ca/uploads/media/Revue_drainage-FINAL_01.PDF). Comparativement au drainage, le passage d’un oléoduc amplifiera ces impacts et sera dévastateur. La mise en place d’un oléoduc n’est pas envisageable dans une tourbière que l’on souhaite protéger.

L’emprise de 60 m (157 pi) constituée le long du parcours du pipeline détruira l’écosystème par le drainage, le remblai, et la destruction de la surface et la formation d’un corridor dénudé. Il sera impossible de rétablir ces milieux ainsi dénaturés. Le sol dénudé sera envahi de plantes indésirables et comme pour le secteur forestier, il y aura perte d’habitats particuliers, érosion éolienne et hydrique. La détérioration de la tourbière s’effectuera graduellement sur plusieurs années. Le simple passage, d’un tout-terrain ou VTT y laisse des dommages presque permanents. Que dire alors du passage d’un tracé d’oléoduc ?

La vulnérabilité des lieux

Lors d’accidents, la difficulté, voire l’impossibilité de restauration des lieux, a été amplement démontrée avec les accidents du CN dans la Grande-plée-bleue en 2004 et l’incident de la rivière Kalamazoo.

Déversement dans la Grande-plée-Bleue août 2004 par le CN

À la suite du déraillement de dix-huit wagons de l’ultra train et du déversement de 225 000 litres d’essence et de diesel survenus dans la Grande-plée-Bleue, le 17 août 2004, le CN fait le bilan les travaux de nettoyages en février 2016 (Rapports du BST: http://www.bst-tsb.gc.ca/fra/rapports-reports/rail/2004/r04q0040/r04q0040.asp, et http://www.bst-tsb.gc.ca/fra/rapports-reports/rail/1999/r99q0019/r99q0019.asp. Malgré des travaux complexes évalués à plusieurs dizaines de millions de dollars, les dommages causés par le déversement de 225 000 litres de pétrole dans la Grande-plée-Bleue, au sud de Lévis en 2004, ne sont toujours pas effacés. Le CN a pompé 185 000 litres de pétrole et remplacé 600 m2 de tourbe contaminée. En 2016, il reste toujours 5000 litres de pétrole sur le site et une odeur de pétrole est toujours perceptible. Le seuil de non-intervention est atteint. Continuer les travaux provoquerait plus de mal que de bien. De plus, le CN a épuisé toutes les capacités de décontamination des entreprises spécialisées à cet effet. Leur dernière ressource n’accepte plus ce type de matériel jugé trop difficile à décontaminer. Les dommages causés sont donc irréversibles, la remise en état des lieux tels qu’ils étaient avant l’accident est impossible et les cicatrices de ce déversement sont importantes et permanentes. http://www.grandepleebleue.ca/la_sarracenie_mai2015.pdf.

Déversement dans la rivière Kalamazoo, Wisconsin, 25 juillet 2010, Enbridge

Une section du pipeline de la largeur d’un autobus s’est brisée, laissant couler le pétrole qui s’est répandu sur 60 km dans les eaux de la rivière Kalamazoo. Aujourd’hui, en 2016, il reste toujours du pétrole dans le lit de la rivière Kalamazoo.

5/ Risques et dommages potentiels sur le patrimoine agricole du Québec

Les sols de bonne qualité pour l’agriculture comptent pour moins de 2 % de la superficie totale du Québec. Outre la rareté, ces sols sont localisés dans la partie méridionale du Québec représentée principalement par la plaine du Saint-Laurent et de ses principaux affluents, exactement dans la ligne du tracé d’Énergie Est. Cette partie du Québec jouit du climat le plus favorable pour la pratique et le développement des activités agricoles. Le territoire du Québec a été occupé et développé, à partir de la plaine du Saint-Laurent pour ensuite s’étendre le long de ses principaux affluents, tout naturellement, puisque c’est là que se trouvaient les terres les plus fertiles.

Le régime de protection du territoire agricole institué par la présente loi a pour objet d’assurer la pérennité d’une base territoriale pour la pratique de l’agriculture et de favoriser, dans une perspective de développement durable, la protection et le développement des activités et des entreprises agricoles dans les zones agricoles dont il prévoit l’établissement.

Au sens de la Loi sur la protection du territoire agricole, une exploitation agricole constitue une propriété privée et un bien collectif. La CPTAQ considère que « le territoire agricole du Québec doit être traité comme un patrimoine collectif faisant l’objet de mesures exceptionnelles de protection afin d’assurer la pérennité des activités agricoles exercées, dans une optique de développement durable ».

Un patrimoine collectif

En premier lieu, il faut bien comprendre qu’une exploitation agricole constitue une propriété privée soumise à une loi et des réglementations lui conférant une responsabilité collective. Ses activités sont en interrelations avec celles de ses voisins et de sa région. À titre d’exemple, un pomiculteur ne peut tout simplement pas abandonner les soins de son verger, maladies et insectes auraient tôt fait de contaminer les vergers voisins. De même, une ferme maraîchère a l’obligation de cultiver ses terres et contrôler les plantes nuisibles et les ennemis nuisibles. De plus, toute personne ne peut aliéner la vocation d’un sol agricole, celle-ci étant reconnue comme un patrimoine collectif par la CPTAQ, section V, article 70 de la protection du sol arable.

Des dommages irréversibles

Les travaux reliés à l’oléoduc provoqueront un bouleversement sur des centaines de kilomètres de sols arabes par actions de compactage et de contamination. La couche arable sera mélangée au sous-sol et les caractéristiques physiques et chimiques du sol seront définitivement altérées. Les matériaux de remblai amèneront des plantes envahissantes et du sol indésirable. L’interdiction de travaux à plus de 30 cm (11,8 po) de profondeur rend impossibles la plupart des cultures et travaux agricoles. Dans Lévis, 25 % de la valeur des terres agricoles sera affectée. À l’échelle du Québec, cette diminution de la valeur sera très importante. Il y aura également érosion par le vent et l’eau et lessivage des minéraux. Il sera impossible de retrouver la même qualité de sol par la suite. Le drainage des terres voisines sera affecté et la température du sol augmentée par la circulation du brut à l’intérieur du tuyau.

L’impact sur les boisés sera catastrophique. Là aussi, l’interdiction de reboiser, la formation d’un corridor de vent propice à des chablis (déracinement d’arbres dans des corridors venteux) et la prolifération de plantes envahissantes nuisibles seront néfastes. La faune perdra un habitat important et la flore indigène des sols forestiers sera remplacée par des espèces exotiques indésirables tels les phragmites, les polygonums et les taraxacums. Pour les érablières, les pertes de production reliées au déboisement seront très importantes. La croissance et la vitalité des arbres et particulièrement des érables seront affectées par la modification du drainage et les altérations physiques et chimiques du sol. Pour la ville de Lévis, cela signifie une perte de la valeur forestière de 50 %. Pour la province, des dommages majeurs.

Des risques de contamination chimique

La mise en service de l’oléoduc comporte des risques élevés de contamination du sol. Ils sont prévisibles et importants. Ils causeront des dommages irréversibles puisque les fuites inférieures à 1,5 % (2,62 millions de litres par jour) ne seront pas détectées. http://canadians.org/sites/default/files/publications/energieest-15pourcent.pdf

Les risques d’accident lors de travaux agricoles ou forestiers sont inquiétants. Un bris causera assurément des dommages irréparables pour les sols, occasionnera des opérations de nettoyages complexes, longues et coûteuses et provoquera la contamination des terres voisines par ruissellement en surface, par le drainage existant et les fossés ou cours d’eau.

Des dommages psychologiques

Plusieurs témoignages lors des premières audiences du BAPE ont fait état de l’impact de ce projet et la perspective de sa réalisation sur le monde agricole. Stress, anxiété et inquiétudes vécus par plusieurs agriculteurs et agricultrices autant du secteur de Laval, de Trois-Rivières, de Lévis ou de La Pocatière. Perception d’isolement, d’incompréhension et la crainte de l’effritement de la solidarité devant l’attitude d’un promoteur donnant préférence à une négociation individuelle aux dépens de la collectivité, une négociation en catimini, des ententes secrètes qui ne tiennent aucunement compte des intérêts collectifs.

6/ Terminaux d’exportation : jouer à la roulette russe avec le Saint – Laurent ?

« Si un gros pétrolier se brise à la pointe ouest de l’Île Madame, en moins de deux jours, tout l’archipel de Montmagny, de l’Île d’Orléans et des deux rives en aval de Québec passeraient au noir ». (Gilles Duchesneau, surintendant de la Garde Côtière, L’Actualité janvier 2008)

Le transport maritime ne relève pas du Québec. Toutefois, à chaque fois qu’il y a déversement, les berges du fleuve sont inévitablement en cause et là intervient la juridiction du Québec. Raison majeure pour que le BAPE se saisisse de la question des terminaux d’exportation.

Les types de navires-citernes identifiés dans le prospectus de TransCanada aux fins d’exportation sont VLCC (Very Large Crude Carrier). Ils ne sont pas construits en principe pour naviguer profondément sur le Saint-Laurent. « Dans le chenal, où la largeur moyenne n’est souvent que de 1000 pieds, le problème c’est la manœuvrabilité… les tankers sont construits pour effectuer économiquement de longs trajets. Ils ne sont pas faits pour les passages étroits et les manœuvres. » (Michel Pouliot, président de l’Association des pilotes maritimes du Canada. Les capitaines de LR2 sont toujours surpris de remonter le fleuve si haut à l’intérieur des terres. Ce type de navire accoste habituellement des quais conçus en eau profonde, où il y a peu ou pas de courant ». (L’Actualité no Janvier 1988).

Flou des intentions du promoteur autour des projets de terminaux d’exportation

Le 5 novembre dernier, TransCanada annonçait sa décision d’abandonner son projet de « construction » de port d’exportation sur le Saint-Laurent. Elle est revenue formellement sur cette décision dans sa version revue présentée à l’ONÉ et lors de la première partie des audiences du BAPE.

Nous savons pertinemment qu’en plus d’un éventuel nouveau terminal, deux ou trois sites portuaires, déjà en activités pour l’exportation du brut lourd, sont disponibles. Sur la base d’une information transmise par l’entreprise dès la première soirée de consultation du BAPE, les embranchements des centres de raffinage Suncor et Valero, déjà connectés sur des installations portuaires auront 42 pouces de diamètres, donc de hautes capacités. Les sites portuaires de Montréal-Est et de Sorel-Tracy peuvent déjà accueillir des pétroliers de type Panamax et Valero de type Suezmax (1 million de barils) de nature à satisfaire une grande partie des objectifs d’Énergie Est.

Selon le GIRAM, plusieurs cartes ont été récemment mises en place en faveur d’un tel scénario d’exportation via le Saint-Laurent. Les avantages financiers d’un partenariat Suncor et TransCanada-Valero sont plus qu’évidents. Il est difficile de croire que des ententes entente n’aient pas été objets de discussions sérieuses.

  • Avant même qu’Énergie Est ne soit approuvé par l’ONÉ, TransCanada avait déjà conclu un contrat avec Valero/Lévis (Journal de Québec, 16 octobre et La Presse, 13 oct.).
  • Valero n’est pas outillée pour raffiner le brut lourd d’Énergie Est. Outre un approvisionnement en brut léger, son « contrat » de branchement avec TransCanada pourrait-il être une entente de transit permettant une exportation de brut lourd à partir du site portuaire de Lévis ?
  • L’approvisionnement de 120 000 barils/jour en brut léger (donc déjà prétraité en Alberta) via le pipeline d’Enbridge va combler une bonne partie des besoins de Valero (capacité de raffinage de 265 000 b/j). Le solde de l’alimentation du raffinage peut toujours lui être livré par navires-citernes, principalement du Texas.
  • Valero a récemment réalisé des investissements importants à son terminal de Montréal-Est et à Lévis. Dorénavant, non pas un, mais deux supertankers pourront simultanément être utilisés pour le transbordement pétrolier à partir de Saint-Romuald.
  • Avec l’utilisation d’un port existant, TransCanada n’aurait plus à investir dans la très coûteuse acquisition d’une assise terrestre. Plus besoin d’une concession de droits maritimes, on contourne le difficile passage des audiences publiques du BAPE et de l’Agence canadienne d’évaluation environnementale (ACEE) et, le cas échéant, celles de la CPTAQ.
  • Enfin, en matière de transport de pétrole, il faut toujours considérer une donne importante : l’option la plus versatile et la moins coûteuse qui s’offre pour le transport du pétrole sur de très grandes distances est celle des navires (propriétés de consortiums internationaux) plutôt que celle de l’oléoduc.
  • Enfin, pour Valero, un tel scénario pourrait représenter une occasion en or. Elle pourrait tirer grand profit financier d’une infrastructure portuaire à très haute valeur stratégique, acquise depuis de nombreuses années et qui doit être utilisée avec toutes ses capacités. Ce site est sans doute l’un des plus convoités à l’est du continent.

Si un tel scénario d’utilisation d’un terminal déjà en fonction vaut pour Lévis, il vaut tout autant pour Suncor et le Port de Québec ce dernier étant en phase d’ajouter un duc-d’Albe à ses équipements dans le cadre de son projet Beauport 2020.

7/ Les conséquences potentielles sur la route du Saint-Laurent

La construction du pipeline Énergie Est, loin de signifier une diminution substantielle du trafic pétrolier sur le Saint-Laurent annonce le contraire. Convenons au départ qu’aucun centre de raffinage ne désire s’enfermer dans des sources d’approvisionnement uniques, la flexibilité est de règle. Actuellement, Valero accueille quelque 200 navires/année (en provenance de ses installations portuaires de Montréal Est et de l’Atlantique). Suncor. Quels scénarios établir une fois les branchements établis sur le tuyau Énergie Est ? Difficile à dire, mais convenons que la réalité économique et financière plaide très fortement en faveur de terminaux sur le Saint-Laurent.

Pour les longues distances, le transport par navires-citernes géants est une formule plus économique que celle du pipeline (confiné à l’intérieur d’un tuyau, le pétrole ne circule qu’à une vitesse de 5 km/h, alors que par navire-citerne, il en fait 28). À ce chapitre, le transport par navire-citerne réalisé directement à partir de la zone Sorel Tracy, Montréal Est et surtout Québec-Lévis offre une très grande flexibilité dans la desserte des grands terminaux étrangers.

Les capacités de raffinage au Québec sont de 400 000 barils/jours et le marché n’est pas en croissance. Si, hypothétiquement Suncor et Valero s’approvisionnaient à 100 % de brut de l’Ouest canadien, il reste un potentiel de plus de 1 million de barils/j pour l’exportation. Soit par navires soit par oléoduc. Dans un scénario où ces deux raffineries s’approvisionnent à 50 % en pétrole de l’Ouest canadien, il reste encore un demi-million b/j disponibles, soit pour St-John NB., soit pour l’exportation via des terminaux québécois. Si des navires-citernes devaient prendre à charge ne serait-ce que 50 % de ce volume restant, cela signifie annuellement un ajout important de Panamax devant sillonner la route fluviale des hydrocarbures.

Quelques observations à considérer dans l’évaluation du risque Saint-Laurent

Le réseau fluvial du Saint-Laurent est déjà le théâtre des deux tiers des incidents/accidents maritimes se produisant au Canada.

Le Saint-Laurent est l’un des plus dangereux (fleuve) au monde, car il n’est pas linéaire comme beaucoup d’autres cours d’eau. Entre Montréal et Québec ; un navire peut changer de direction 55 fois » (Nathalie Legendre, Garde côtière canadienne citée dans le Mémoire soumis au Comité d’experts sur la sécurité des navires – citernes. [Groupe Océan. Juin 2013. p 4].

Les navires transportant des cargaisons dangereuses doivent passer loin des routes maritimes principales et des principaux points de convergence pour réduire les rapprochements dangereux [Prescription de Transport Canada. Termpol, 3.15.12.].

Un navire de 150 tonnes prend jusqu’à cinq minutes avant de réagir au mouvement de gouvernail. Et s’il file à pleine vitesse [12-14 nœuds] une distance de 3 à 4 milles sera nécessaire pour le stopper. Pierre Lamontagne, Pilote du Saint-Laurent. [L’Actualité janvier 2008].

La prise en charge des navires par les pilotes du Saint-Laurent, quant à elle, ne satisfait pas entièrement le principe de précaution puisque, selon les statistiques, les erreurs humaines comptent pour plus de 75 % des accidents maritimes [Bulletin d’information des Armateurs du Saint-Laurent, décembre 2011].

Sur le tronçon Escoumins-Montréal, la profondeur est critique pour des navires-citernes de type Panamax et Suezmax qui, à répétition, doivent composer avec un chenal très étroit sans possibilité de croisement. Une simple perte de gouvernail de 15 secondes suffit pour produire une catastrophe [Accident de l’Alcor, 1999]. Cité par Denis Latrémouille, ex – directeur de la Sécurité maritime. Transports Canada. Mémoire BAPE Rabaska).

Les conséquences économiques pouvant résulter d’accidents maritimes en eaux dites restreintes, ont déjà été documentées : risque d’arrêt ou de congestion du trafic maritime et donc de perturbations de l’activité économique régionale et nationale, ceci pendant des jours. C’est évidemment l’industrie du transport par conteneurs qui en serait la plus affectée et celle des croisières maritimes, toutes deux soumises à des horaires particulièrement contraignants. (Commission Brander-Smith et Groupe Océan).

La zone fluviale en aval de Québec reconnue comme extrêmement difficile, sinon plus par tous les experts maritimes. Pour se rendre à Saint-Romuald, les navires-citernes doivent actuellement tous obligatoirement franchir la « Traverse du Nord », longue de « 32 kilomètres et d’une largeur égale à la longueur d’un navire de classe Panamax. Le Saint- Laurent n’offre à cet endroit aucune voie de contournement en cas d’obstruction et les passages se font un à la fois sur toute cette distance.

En excluant les marges de sécurité, pour franchir cette traverse, la plupart des navires – citernes doivent bénéficier d’une marée suffisamment haute et maintenir une vitesse de 9 à 10 nœuds, sinon c’est l’échec. Pas question d’une panne de moteurs au milieu du trajet, parce qu’alors c’est l’échouement assuré. En cas d’échouement, conclut un tout récent rapport de la firme Océan, « les contraintes exercées sur la coque à marée basse pourraient fracturer le navire. En pareil cas, une double coque (obligatoire en 2014 sur le Saint – Laurent) n’est d’aucun secours et un déversement est presque inévitable ». (Groupe Océan. Juin 2013. p 5).

« Étant donné l’extrême complexité de la navigation dans le golfe du Saint-Laurent, à cause de la loi des nombres, un grand accident de pétrolier se produira inévitablement » (Gilles Laroche, expert en matière de protection des mers. La Presse, 13 janvier 1993).

8/ Un projet sans justification énergétique pour le Québec

Une des premières conditions d’acceptabilité d’un projet est sa justification pour les populations concernées. À ce chapitre la première partie des audiences laisse assez clairement ressortir que le promoteur éprouve de grandes difficultés à faire une démonstration claire. Depuis l’annonce du projet, y incluant la première partie des audiences, on perçoit beaucoup d’ambiguïtés et de restrictions mentales dans son discours.

Rappelons d’abord que le Québec dispose déjà d’approvisionnements plus que suffisants en pétrole. Et il assume déjà suffisamment de risques avec le transport de cette énergie fossile sur son territoire, par bateau-citerne, par train et par pipeline. Risques qu’il assume également avec ses deux centres de raffinage : Valero [265 000 b/j] et Suncor [134 000 b/j]. Quand on sait qu’un litre de pétrole est à même de polluer 1 million de litres d’eau et qu’on additionne les déversements de la seule raffinerie Valero au cours des treize dernières années [plus de 3 millions litres], on ne peut qu’entretenir des craintes.

Selon les prétentions du promoteur d’Énergie Est, la construction de l’oléoduc devrait permettre de réduire sinon d’éliminer la part des importations dans l’approvisionnement des raffineries du Québec, donc la fin des approvisionnements par navires-citernes. Rien n’est moins certain. La réalité économique n’est pas aussi simpliste. Sur le plan du raffinage, les entreprises qui veulent rester compétitives doivent « avoir accès à une matière première au meilleur prix possible et diversifier la provenance de leurs approvisionnements ». [Énergie Valero, Le raffinage au Québec, un élément essentiel de notre indépendance énergétique, document promotionnel 2014]. Ainsi donc les raffineries du Québec continueront d’importer une partie de leur pétrole brut dans la mesure des prix des divers producteurs. Déjà les importations en provenance d’Afrique et d’Europe notamment, ont diminué depuis quelques années, tout comme celles de l’Ouest et de l’est du Canada ont augmenté. La compétition entre les producteurs de pétrole brut où qu’ils soient, demeure très active et les acheteurs/raffineurs continueront de magasiner.

Qu’en est-il de cette vision des autorités politiques de souhaiter une plus grande indépendance énergétique avec, entre autres, le développement de l’exploitation des sables bitumineux ? L’Office national de l’énergie prévoit une augmentation de 56 % de la production pétrolière canadienne entre 2014 et 2040, principalement par l’exploitation des sables bitumineux. Du même souffle l’Office prévoit une augmentation de la demande totale d’énergie pour la même période de 0,7 %. [Office national de l’énergie. Avenir énergétique du Canada en 2016, Gouvernement du Canada 2016].

Alors que le pétrole assurait 60 % des besoins énergétiques du Québec dans les années 80, il ne représente plus que 40 %. [Ministère de l’Énergie et des Ressources et Statistiques Canada]. L’indépendance énergétique est donc un raisonnement un peu forcé quand on sait que le pipeline 9 b d’Enbridge avait été construit en 1976 pour assurer une autonomie énergétique, mais qu’il avait déjà été inversé en 1998 lorsque les raffineurs de l’Est canadien ont décidé de s’approvisionner en importations. Le voilà re-inversé pour le transport du brut de l’Ouest canadien. Les anticipations sont donc très aléatoires à ce chapitre.

9/ Pas de justification économique ni promesses réelles d’emplois

Selon les données de Statistiques Canada, au Québec, le secteur du pétrole contribue déjà de façon négligeable à l’économie [0,5 %] et à l’emploi [0,3 %]. Or, une fois tous les projets proposés par TransCanada en place, la contribution demeurait inchangée. [Quand le pétrole et l’eau se rencontrent L’Oléoduc Énergie Est, le Conseil des Canadiens, http://canadians.org/fr].

Alors qu’il a été dit et redit que ce pétrole n’est pas pour le Québec qui tire déjà 37 % de ses besoins énergétiques de sources renouvelables à 100 %, que les deux raffineries du territoire ne sont même pas configurées pour traiter ce type de ressource, pourquoi le Québec accepterait-il d’exposer l’eau potable de 3,2 millions de ses citoyens aux risques de contamination supplémentaires associés à ce projet ?

En matière de risque, le Québec n’assure-t-il pas déjà plus que sa part avec ses deux raffineries ? Alors que les pipelines n’ont des ententes d’approvisionnement que pour vingt ans, pourquoi sacrifierait-on de façon permanente nos terres et nos cours d’eau avec des cathéters mettant en circulation des produits poison ? Pourquoi le Québec mettrait-il son air, ses terres et son eau en péril ?

Le Québec se veut en leader en matière d’énergie alternative et d’environnement. Le potentiel d’emplois annoncé par ces nouvelles stratégies est infiniment plus prometteur que celui de la production d’énergies fossiles souvent assimilée à une activité du siècle dernier. C’est pourquoi le Québec n’a cessé de s’y investir. À preuve :

  • la Stratégie de développement de l’industrie québécoise de l’environnement et des technologies vertes ; pour un Québec vert et propre [min. Économie, Science et Innovation, 2008];
  • le Programmes d’aide pour un Québec vert et prospère accessibles aux entreprises québécoises de l’environnement et des technologies propres;
  • le Fonds d’action québécois pour le développement durable [FAQDD] du ministère de l’Environnement qui a produit un Mémoire sur la stratégie gouvernementale en développement durable 2015-2020 qui vise à intégrer les principes de développement durable à sa grille d’évaluation de projets dans le cadre d’un programme sur la réduction des émissions de GES);
  • la Politique industrielle québécoise 2013-2017 qui vise à moderniser et verdir les entreprises manufacture;
  • le Programme ÉcoPerformance, géré par le ministère des Ressources naturelles dans le but d’aider les entreprises à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre;
  • la Politique énergétique 2030 visant à améliorer de 15 % l’efficacité avec laquelle l’énergie est utilisée tout en augmentant de 25 % sa production totale d’énergie renouvelable et de 50 % la production de bioénergie et en réduisant de 40 % la quantité de produits pétroliers consommés.
Se préparer aux énergies propres

Les activités économiques reliées au raffinage du pétrole sont en décroissance en Occident. Pour plusieurs pays européens, il n’y a plus de réelle croissance de la demande en pétrole raffiné depuis les récentes années. Selon L’European Petroleum Industry Association (Europia), on peut même anticiper une baisse de la consommation de l’ordre de 11 % d’ici 2030. Si elle devait d’ici là rester en l’état, la capacité de raffinage serait alors une situation de surcapacité de production de 25 %. Selon l’organisme, il faut s’attendre que, d’ici à cette date, quelque 25 raffineries des 96 actuelles soient fermées ou mieux, converties à d’autres modes de traitement. Depuis 2006, déjà 6 raffineries ont cessé leurs activités au nord-est du continent.

Lorsqu’on en aura terminé avec l’exploitation des gisements du pétrole conventionnel, moins polluant, il n’est pas dit qu’on n’en sera pas alors rendu à des sources d’énergies vertes et salutaires pour l’avenir de la planète. Il faut en effet observer qu’entre 2004 et 2014, les investissements dans les énergies propres sont passés de 10 à 50 milliards $. C’est en raison de ces constats que les recommandations du GIRAM sont formulées.

10/ Démonstrations technologiques peu convaincantes du promoteur

Les propositions de TransCanada étant parfois inusitées sur le plan technologique, comme cette longueur de la traversée sous fluviale (3,5 km), elles n’ont pas de comparables et ne peuvent donc fournir de validations solides sur les travaux projetés, pourtant à haut risque. Comme l’Office national de l’énergie chargé de faire les recommandations sur ce projet de pipeline s’appuie sur les données fournies par le promoteur, plusieurs indices tendent à démontrer qu’ici on joue aux apprentis sorciers : méconnaissance du territoire sur lequel elle entend s’implanter et méconnaissance du substrat qu’il transporte.

Méconnaissance du territoire

Les études de terrain sont incomplètes : un comité d’experts chargé par le ministère de l’Environnement du Québec de proposer à Trans-Canada les méthodes les moins invasives pour procéder aux études sismiques qu’il entend mener sur nos cours d’eau, a fait remarquer « qu’aucune étude de stabilité des berges n’a été effectuée pour les cours d’eau traversés par le pipeline, alors que nombre d’entre eux ont creusé leur lit dans des dépôts d’argiles sensibles et que leurs berges sont fréquemment objets de glissements de terrain pouvant rétrogresser sur plusieurs centaines de mètres. » (MDDEL, Rapport du comité d’experts, Énergie Est).

Une autre étude produite pour le compte de la Communauté métropolitaine de Québec (Therrien René, Projet Énergie Est Eaux souterraines, Rapport final, mars 2016, pp) constate le peu d’attention apportée par TransCanada aux eaux souterraines. Ce constat pourrait probablement s’appliquer à l’ensemble du trajet du pipeline. Une contamination de surface peut atteindre les eaux souterraines qui approvisionnent les puits et les eaux de surfaces.

« Aucune évaluation sur les processus de dispersion, de dissolution et d’adsorption sur les surfaces en contact. »

Méconnaissance du produit transporté : le dilbit

Sur le substrat et son comportement dans l’eau et les milieux humides, le promoteur a encore ici, peu de réponses et prétend, tout comme ses propres experts en intervention (SIMEC), que le bitume dilué se comporterait de la même façon que n’importe quel autre produit pétrolier et qu’il se recueillerait de la même façon : estacades, pompage et dragage. Ces affirmations sont contredites par d’autres experts plus indépendants. C’est le cas notamment d’Émilien Pelletier professeur spécialisé en chimie et écotoxicologie à l’Institut des sciences de la mer de Rimouski. Selon lui, les résidus bitumineux sont beaucoup plus récalcitrants, beaucoup plus difficiles à éliminer du milieu naturel et beaucoup plus toxique... le pétrole lourd est susceptible de couler plus rapidement au fond de l’eau. « En hiver, les degrés de difficultés sont multipliés par dix », affirme le professeur. Un groupe de sept experts de la Société royale du Canada, ayant reçu comme mandat d’étudier le comportement du bitume dilué en milieu aqueux et humide, conclut que le comportement du dilbit diffère substantiellement de celui des autres produits pétroliers habituellement transportés : le produit se répand, coule, se met en suspension et s’évapore. Ce comité juge que pour bien gérer un déversement de ce type de produit les données sont actuellement insuffisantes. Il identifie sept priorités incontournables de recherche, chacune nécessitant des délais de 5 à 10 ans de travaux (SRC, « Le comportement et les incidences environnementales d’un déversement de pétrole brut dans des milieux aqueux », novembre 2015, 488 p.)

Un rapport tout aussi accablant, produit celui-là par des experts américains, publié en 2016, vient appuyer cette requête en prudence concernant ce produit dont on saisit mal la composition et les comportements. En effet, selon ces scientifiques, tant qu’il n’y aura pas plus de recherche toxicologique sur les effets aigus, chroniques, sub-létaux et à long terme du bitume dilué ceux-ci demeureront mal connus (Committee on the Effects of Diluted Bitumen on the Environment; Board on Chemical Sciences and Technology; Division on Earth and Life Studies; National Academies of Sciences, Engineering, and Medicine, Spills of Diluted Bitumen from Pipelines: A Comparative Study of Environmental Fate, Effects, and Response, 2016, 166p). Il leur apparaît évident qu’une fois le diluant évaporé, le bitume dense et visqueux précipitera.

On comprend que le comportement du dilbit en milieu aqueux et humide n’est pas connu. Pas besoin d’être un expert pour déduire que si les firmes de récupération ne disposent que d’estacades pour contenir un déversement, elles ne ciblent que les produits flottants et ne peuvent en aucun cas contenir les fractions lourdes, celles solubles et celles dispersées, toutes des fractions susceptibles de causer de graves dommages au milieu qu’elles contaminent : faune, flore et populations humaines. Quant au pompage et au dragage, on peut facilement comprendre qu’en perturbant les fonds ces activités de récupérations génèrent des perturbations telles qu’elles exacerberaient le problème et qu’il deviendrait préférable de les laisser en place (la société royale du Canada, Le comportement et les incidences environnementales d’un déversement de pétrole brut dans les milieux aqueux, novembre 2015, 488 p).

L’ONÉ se fie aux données du promoteur. Ainsi, questionné sur les constats de corrosion accélérée, signalés sur son réseau, la pipelinière n’a qu’à prétendre avoir identifié la solution (des anodes sacrificielles mieux placées et un enduit d’époxy) et l’ONÉ n’a autre choix que de la croire.

11/ La question de l’acceptabilité sociale

L’acceptation première doit venir du milieu le plus touché. Les résidents de première ligne d’un projet doivent avoir leur mot à dire, ce sont eux qui subiront les inconvénients, les impacts environnementaux et les risques sur le plan de la sécurité. Ensuite viennent ceux qui risquent d’être touchés indirectement par effet domino. Ces derniers seront inévitablement les plus nombreux, principalement en ce qui concerne la question de l’eau potable élément vital pour tout peuplement humain. Ce dernier aspect de la sécurité s’avère de première importance dans le rejet du projet par la population concernée. L’acceptation sociale se confond ici en partie avec la notion d’acceptabilité du risque. Spécialiste des questions du phénomène du risque, le Dr Albert Nantel rappelle qu’un « risque que l’on choisit volontairement est toujours plus acceptable que celui qui nous est imposé ». Il ajoute que « Par le passé, la majorité des organismes officiels tenaient pour acquis que seuls les experts étaient en mesure de définir pour le public à quel niveau un risque devenait socialement inacceptable. On allait même jusqu’à établir une valeur numérique qui déterminait ce niveau de risque acceptable. De plus en plus, ce concept a évolué et l’on considère maintenant que le rôle des experts consiste à illustrer dans un langage compréhensible ce que représente ce risque, tout en laissant à la population qui aura à subir ce risque le soin de décider si elle le juge acceptable ou non. L’évaluation scientifique du risque ne représente qu’une seule des étapes qui mènent à la définition de l’acceptabilité du risque. Par la suite, les notions de risque/bénéfice et de coût/bénéfice entrent en ligne de compte. En termes simples, ce sont ceux qui prennent le risque qui doivent juger de son acceptabilité » (Albert Nantel, in : La communication des risques, un nouveau défi, sous la direction de Danielle Maisonneuve, PUQ, 2005, p. 13 et 14).

 

Conclusion et recommandations

CONSIDÉRANT le refus du promoteur de déposer son étude d’impact ;

CONSIDÉRANT que l’agence responsable d’approuver le projet du promoteur, l’Office national de l’énergie (ONÉ), se fie aux seules expertises, partiales, du promoteur ;

CONSIDÉRANT la méconnaissance du territoire et du produit transporté, tant de la part du promoteur et de l’office de l’énergie (ONÉ) et une incapacité démontrée de répondre aux questions du public ;

CONSIDÉRANT l’absence ou la faiblesse des analyses sur une foule de sujets importants : stabilité des berges des cours d’eau du Québec, le franchissement des eaux souterraines, le comportement en milieux aqueux et humides du dilbit, vieillissement accéléré et fiabilité des matériaux (aciers, soudures, enduits, etc.) pour déterminer la vie utile du pipeline dans différentes conditions d’implantation (sous les lignes de haute tension, dans les milieux humides et sous l’eau) ;

CONSIDÉRANT le flou entretenu par le promoteur quant aux projets de terminaux d’exportation ;

CONSIDÉRANT les impacts potentiels sur les milieux naturels protégés, sur les milieux humides, sur la foresterie et l’agriculture, sur les activités économiques et sur l’ensemble du bassin hydrographique du Saint-Laurent dont dépend une majorité de Québécois ;

Recommandation 1 :

Disqualifier le projet Énergie Est parce que ne répondant pas au principe de précaution et de développement durable

Le système intégré de transport de pétrole lourd préconisé par TransCanada ne répond pas aux exigences du développement durable qui se doit d’harmoniser ou d’unifier ses principales composantes environnementales, sociales et économiques. Considérant que les aspects négatifs, sur les plans de l’aménagement rationnel du territoire, des impacts et risques pour les populations concernées et pour l’environnement en général, dépassent de beaucoup les avantages économiques liés à l’infrastructure projetée, le projet Énergie Est doit être considéré comme non porteur d’avenir pour le Québec et pour ses habitants actuels et des générations futures. En conséquence, il doit être refusé.

Recommandation 2 :

Contraindre TransCanada à donner l’heure juste en ce qui concerne ses projets de ports d’exportation sur le Saint -Laurent

Dans son rapport, le BAPE doit faire ressortir les éléments non avoués ou gardés en réserve par le promoteur en termes de projets d’exportation, notamment ceux se rapportant l’exportation via des terminaux à installer ou qui seraient déjà en fonction sur les rives du Saint-Laurent.

Recommandation 3 :

Une politique gouvernementale pour réguler l’implantation des grands projets énergétiques nationaux.

À l’étude du projet et sur la base des réponses fournies par l’initiateur lors de la première partie des audiences publiques, il nous a semblé assez évident que les responsables de ce projet tentent d’imposer un investissement minimum de leur part en tentant de profiter des lacunes du Québec en matière de réglementation, de planification et d’aménagement du territoire. Dans son prospectus initial, TransCanada ne fait d’ailleurs aucunement référence aux lois et aux règlements du Québec, tout au plus, fait-il appel à la collaboration des villes et des communautés autochtones pouvant inopinément se trouver sur le passage de son oléoduc.

Le BAPE doit recommander qu’à terme, pour tout projet majeur sur le plan énergétique, le contexte réglementaire ait été modifié. Le gouvernement du Québec doit se doter d’une politique et d’une réglementation qui définisse d’avance, territoire par territoire, les grands principes régissant l’affectation ou l’utilisation des sols en rapport avec la nécessité de protection des populations concernées au chapitre des contextes particuliers d’urbanisation, de lieux nourriciers des population (agriculture et pêches), de zones fréquentées par le public au plan naturel, culturel et de loisir, de transport public et même de zones présentant un intérêt naturel particulier pour l’avenir.

La première référence à cette notion provient de directives européennes s’appliquant de façon permanente et universelle (SEVESO) et qui renforcent les obligations d’un promoteur ou l’exploitant déjà en fonction à risques notamment par une meilleure prise en compte et une meilleure gestion des dangers impliquant des substances dangereuses, des programmes d’inspection, les risques d’effet domino, etc.

Une telle politique permettrait de baliser à l’avance les droits de chacun (citoyens et promoteurs) et ce, bien avant les annonces de projets et d’éviter les perpétuelles situations de conflits dont la dernière décennie fournit des exemples douloureux pour les collectivités locales (Rabaska à Lévis, projet pétrolier Haldiman, à Gaspé).

Une telle politique impliquerait que l’État revoit ses façons de faire et cesse de s’en remettre pour ce concerne les grands projets énergétiques nationaux, aux seuls plans d’urbanisme des municipalités locales, lesquelles se retrouvent le plus souvent coincées ou prises en otages par de grands consortiums.

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