1981-1 L'ANNÉE 1981

Mise en oeuvre du PEN En janvier, le gouvernement fédéral déploie le Programme énergétique national (PEN), qu'il a

annoncé le 28 octobre 1980 et dont il a entrepris certaines mesures en novembre et en décembre. Les principaux axes de la nouvelle politique énergétique sont l'établissement des prix et les stimulants fiscaux, l'approvisionnement en énergie, les économies d'énergie, le remplacement du pétrole, la recherche-développement et l'adoption d'une législation de mise en oeuvre. La politique des prix et les nouveaux instruments législatifs sont conçus pour gérer à la fois l'offre et la demande. Le PEN comporte également de nombreux mécanismes d'appui qui impliquent des engagements financiers considérables de la part du gouvernement fédéral pour suppléer aux programmes déjà en place aux deux paliers de gouvernement. Les nouvelles initiatives, dotées d'un budget de 8,2 G$ pour la période de 1980 à 1983, sont réparties entre les catégories d'activité suivantes :

Dépenses

(en millions $) Mesures d'encouragement à l'industrie Banque de gaz Remplacement du pétrole Économies d'énergie et énergies renouvelables Mesures spéciales pour la région de l'Atlantique Usines de valorisation R-D Petro-Canada Internationale Futures initiatives

2 550 440 1 620 1 150 460 310 260 200 1 200 8 190 $

Ces dépenses s'ajoutent aux programmes et aux budgets que gèrent déjà les ministères et organismes fédéraux ayant des responsabilités dans le domaine de l'énergie, et qui se chiffrent au total à 3,410 G$ pour 1980 à 1983. Au moment où le PEN prend son envol, les dépenses totales engagées dans le secteur de l'énergie au cours de cette période sont donc de l'ordre de 11,6 G$.

Mise en valeur du charbon du nord-est de la C.-B.

En janvier, le gouvernement signe des ententes distinctes avec Quintette Coal Limited et Teck Corporation en vue de livrer au Japon 7 Mt de charbon cokéfiant et 1 Mt de charbon thermique provenant de deux nouvelles mines exploitées dans le nord-est de la Colombie-Britannique. La mise en valeur de ces nouvelles mines a entraîné dans son sillage la construction d'une nouvelle ville du nom de Tumbler Ridge, la construction d'un embranchement sur la ligne ferroviaire de B.C. Rail au nord de Prince George, la modernisation des lignes ferroviaires menant à Prince Rupert, la construction d'un nouveau terminal charbonnier à Ridley Island près de Prince Rupert, ainsi que l'achat de nouveaux trains-blocs. À la fin de 1981, on annonce que le gouvernement fédéral a approuvé une coentreprise entre le Conseil des ports nationaux (CPN) et Federal Commerce and Navigation Ltd. en vue de la construction et de l'exploitation des installations de manutention du charbon de Ridley Island. Le CPN détient 90 p. 100 des actions de l'entreprise. Simultanément, on passe des accords avec les expéditeurs de charbon, qui seront les dernières ententes conclues entre l'industrie et les gouvernements fédéral et provincial pour la mise en place de l'infrastructure nécessaire à ce nouveau projet houiller. Les premières

1981-2 expéditions doivent avoir lieu à la fin de 1983. Le coût total de la construction de la mine et de l'infrastructure connexe (ville, installations ferroviaires et portuaires) est estimé à plus de 2 G$.

Survol des activités du PEN – Préoccupations

Dès janvier, trois mois après l'annonce du Programme énergétique national (PEN), des représentants de l'industrie pétrolière, des milieux financiers et des provinces de l'Ouest expriment des préoccupations au sujet de l'impact appréhendé des diverses dispositions du PEN sur l'industrie pétrolière et sur l'ensemble de l'économie. L'industrie s'était attendue à forer 10 500 puits en 1981 mais, au début de l'année, elle a dû réduire sa prévision d'environ 6 000 puits. En avril, 120 derricks auront été déménagés aux États-Unis, ce que l'on attribue également aux effets du PEN sur les investissements. Les pétrolières internationales dénoncent plus particulièrement les mesures de canadianisation, comme la mesure rétroactive qui réserve au gouvernement une part de 25 p. 100 des découvertes de pétrole et de gaz réalisées sur les terres du Canada. La plupart des entreprises sont contre l'idée d'imposer un Impôt sur les revenus pétroliers (IRP) sur le bénéfice net découlant de la production pétrolière et gazière, et prétendent que cette mesure, comme d'autres initiatives fiscales, vont réduire considérablement leur marge d'autofinancement. Le Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP) n'obtient pas non plus un accueil très favorable auprès des petites entreprises, qui exercent la majeure partie de leurs activités dans l'Ouest canadien, alors que le PESP favorise l'exploration des régions pionnières. Les grandes multinationales, de leur côté, lui reprochent de favoriser la participation et le contrôle canadiens. Le programme de canadianisation, estime-t-on, a un impact négatif sur la balance des paiements, et les sommes d'argent considérables qui seront dépensées pour acheter une compagnie de pétrole étrangère ne seront pas investies dans l'exploitation de nouvelles ressources pétrolières. La tentative du gouvernement fédéral pour porter sa part des recettes pétrolières de 10 à 26 p. 100 a pour effet, dit-on, de priver l'industrie de revenus qu'elle pourrait autrement réinvestir. De façon générale, on déplore le coût du financement de la canadianisation, la nature apparemment discriminatoire des taxes et des subventions à l'exploration, ainsi que l'interventionnisme qui imprègne le programme du gouvernement fédéral et le fardeau excessif imposé par la réglementation. À la lumière de ces critiques et d'autres observations, le gouvernement apportera au PEN un certain nombre de modifications, non seulement en 1981 mais tout au long de la période d'application du programme, dont la plupart des mesures tarifaires et fiscales seront abolies par le nouveau gouvernement qui accédera au pouvoir en septembre 1984.

Accès de Dome Petroleum aux incitatifs du PESP

Le 29 janvier, le ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources (EMR) annonce la conclusion d'une entente entre Dome Petroleum Ltd. et le gouvernement du Canada, en vertu de laquelle une société affiliée, Dome Canada Limited, obtiendra la prestation maximale prévue dans le Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP). Forte d'un taux de participation canadienne d'au moins 75 p. 100, Dome Canada reçoit de Dome Petroleum ses terrains à explorer et à mettre en valeur le cas échéant, y compris les terres sur lesquelles des découvertes ont été faites. Cette entente permet à Dome Petroleum, société appartenant à des intérêts étrangers, de bénéficier, à la faveur de son intérêt de 48 p. 100 dans la société affiliée canadienne, des mesures incitatives spéciales offertes aux entreprises canadiennes dans le cadre du PESP.

Programme de l'énergie renouvelable dans l'industrie forestière (ERIF)

En février, le Conseil du Trésor approuve une augmentation du budget du Programme de l'énergie renouvelable dans l'industrie forestière (ERIF), qui passe ainsi de 103 M$ à 288 M$, jusqu'en mars 1986. Le programme est également étendu à tous les établissements industriels, commerciaux et institutionnels et s'applique à tous les types de biomasse ainsi qu'aux déchets municipaux. Le 30 novembre 1981, 80 projets auront été approuvés à la grandeur du Canada depuis le lancement du programme en 1978. Le programme ERIF vise à encourager le remplacement des combustibles fossiles par les résidus de bois et d'autres types de biomasse pour la production d'électricité. Il verse à des établissements industriels, commerciaux, institutionnels et autres des subventions couvrant 10 à 20 p. 100 des coûts en immobilisations du matériel de manutention et de combustion de sources d'énergie renouvelables, et des systèmes électrogènes qui font partie d'une installation de régénération. Conçu à l'origine pour aider financièrement l'industrie forestière à utiliser des déchets de bois au lieu des combustibles fossiles, il a été étendu à d'autres applications dans le cadre du Programme énergétique national annoncé en octobre 1980. Les détails administratifs du nouveau programme élargi seront annoncés en décembre 1981. Entre 1978 et 1981, 42,5 M$ de subventions seront approuvées.

1981-3 Pétrole et gaz de la côte Est : perspectives reluisantes

Dans un exposé présenté au Comité permanent des travaux publics et des ressources nationales le 10 février, dans le cadre du débat sur le projet de loi C-48 - Loi sur le pétrole et le gaz du Canada, la Direction de la gestion des ressources (aujourd'hui l'APGTC) d'EMR fait un survol des progrès accomplis sur le front de la mise en valeur des ressources pétrolières et gazières au large de la côte Est, tel qu'elle perçoit alors la situation. Les ressources en gaz et en pétrole déjà découvertes sont estimées à 6 Tpi3 et 1 milliard de barils respectivement, mais les ressources potentielles sont beaucoup plus considérables. On considère que le champ de pétrole Hibernia au large de Terre-Neuve et le champ de gaz Venture au large de la Nouvelle-Écosse se comparent probablement aux plus grands gisements du monde

Modification de la Loi sur l'ONE au sujet des tracés des pipelines

Le projet de loi C-60 - Loi modifiant la Loi sur l'Office national de l'énergie est déposé en première lecture le 10 février. Une fois adopté par le Parlement, il recevra la sanction royale le 18 décembre 1981. Le projet de loi C-60 établit une nouvelle procédure pour déterminer le tracé d'un pipeline, pour faire l'acquisition d'une emprise et pour régler les réclamations d'indemnités et de dommages-intérêts qui découlent de la construction d'un pipeline. L'acquisition des terrains et l'indemnisation foncière étaient auparavant régies par la Loi sur les chemins de fer. En vertu du projet de loi C-87, jusqu'à six membres temporaires de l'ONE exerceront les nouvelles responsabilités prévues dans le projet de loi C-60 relativement au processus des audiences.

Acquisition de Petrofina par Petro-Canada financée par le PSC

Le 3 février, le gouvernement fédéral autorise Petro-Canada à acheter Petrofina Canada, filiale de Petrofina S.A. de Belgique. Petro-Canada élargit ainsi son réseau de points de vente au détail à travers tout le Canada. En avril, le gouvernement fédéral annonce qu'à compter du 1er mai, il appliquera le Prélèvement spécial de canadianisation (PSC) aux ventes de produits pétroliers et de gaz naturel, pour financer en majeure partie ce projet d'acquisition. La valeur totale, au 2 mai, de toutes les actions en circulation achetées par Petro-Canada Inc. se chiffre à 1,46 G$. Une somme supplémentaire de 350 M$ est réservée pour couvrir les frais de financement, dont le montant dépendra de la date de l'offre d'actions au cours de la période d'acquisition de 25 mois. Étant donné que, début 1981, Petro-Canada est aux prises avec une dette de 2 G$ (dont 1,5 milliard résulte de l'achat de Pacific Petroleum en 1978), le gouvernement a décidé de payer 85 p. 100 du prix d'achat de Petrofina au moyen du PSC, plutôt que de demander à la société pétrolière d'État d'augmenter sa dette. Il estime que le PSC, imposé à raison de 1,15 $/b (0,8 cent le litre) sur tout le pétrole traité ou utilisé au Canada et au taux de 15 ¢/kpi3 sur le gaz naturel consommé au Canada, sera suffisant pour liquider 85 p. 100 du prix d'achat de Petrofina en deux ans tout au plus. Le 13 mai 1981, Petro-Canada annonce l'établissement d'une nouvelle filiale nationale chargée du raffinage et de la commercialisation, Petro-Canada Products Ltd., par suite de l'acquisition de Petrofina. Cette transaction financière lui a permis d'accroître sa production de pétrole de 35 p. 100 à 15 400 m3/j (96 900 b/j), sa production de gaz naturel de 22 p. 100 et sa capacité de raffinage de 15 000 m3/j (95 000 b/j), en plus d'ajouter au-delà d'un millier de points de vente au détail à son réseau de l'Est du Canada. Petro-Canada a aussi obtenu 8 Mm3 de réserves de pétrole prouvées et 20 000 m3 de réserves de gaz prouvées en même temps qu'elle se portait acquéreur des intérêts de Petrofina dans l'exploration et la mise en valeur des régions extracôtières de l'Est du Canada et de l'Arctique et prenait une participation de 5 p. 100 dans le projet des sables bitumineux de Syncrude.

Amortissement accéléré du matériel économiseur d'énergie

En février, le gouvernement prend des dispositions pour étendre le champ d'application du programme d'amortissement accéléré de certains types de matériel économiseur d'énergie; cette mesure sera en vigueur jusqu'à la fin de 1984. Le matériel économiseur d'énergie qui fait partie de la catégorie 34 en vertu de l'Annexe II (Déductions pour amortissement) du Règlement de l'impôt sur le revenu peut être amorti sur deux ans, jusqu'à concurrence de 50 p. 100 par année. Les pièces d'équipement qui viennent d'être ajoutées à la liste des biens admissibles sont le matériel servant à la production d'électricité aux centrales de faible puissance et le matériel utilisé dans un large éventail de systèmes de chauffage solaire actif. Ces changements s'ajoutent à des initiatives semblables prévues dans le PEN. Ils visent à encourager les économies d'énergie et à promouvoir la mise sur pied de programmes d'énergie solaire.

Institut de radioprotection du Canada

En février, le gouvernement fédéral et l'Ontario se joignent à l'industrie ontarienne de l'uranium dans un projet de 1,5 M$ visant à créer l'Institut de radioprotection du Canada. Situé à Elliot Lake, en Ontario, cet organisme servira de centre de documentation et d'information du public sur la radioprotection; il assurera une formation en radioprotection et offrira des services spéciaux aux personnes occupant des emplois qui présentent un risque dû aux rayonnements; il

1981-4 s'emploiera à améliorer les appareils et les pratiques de radioprotection; il se livrera à des études scientifiques sur la radioprotection dans l'industrie de l'uranium et d'autres secteurs d'activité où les rayonnements constituent un risque.

Programme d'encourage-ment du secteur pétrolier (PESP)

En février, le gouvernement annonce de nouvelles modalités d'application du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), basées sur une approche progressive, qui permettront à un plus grand nombre d'entreprises de se prévaloir immédiatement de la subvention maximale accordée pour l'exploration et la mise en valeur. Il avait annoncé le PESP en octobre 1980 dans le cadre du PEN et publié un document intitulé « Programme d'encouragements pétroliers : principes de base : document d'étude » en décembre 1980. Il donnera des précisions sur la conception et la mise en oeuvre du programme dans un document-cadre de politique qui sera publié en juin 1981 sous le titre de « Programme d'encouragement du secteur pétrolier ». Ce programme verse des subventions en argent à l'exploration et à la mise en valeur du pétrole. Il remplace la provision pour épuisement accéléré appliquée à l'exploration des régions pionnières et sera progressivement substitué aux déductions pour épuisement. La subvention maximale doit être offerte à partir de 1981 aux entreprises sous contrôle canadien qui ont un taux de participation canadienne (TPC) d'au moins 65 p. 100. Le seuil d'admissibilité doit être relevé de deux points de pourcentage par année pour atteindre 75 p. 100 en 1986, soit le taux qui, dans la version primitive du PEN, devait donner droit à la subvention maximale dès 1981. D'autres mesures sont mises en place pour accorder la subvention maximale aux entreprises tout en augmentant constamment la participation canadienne sur une période de cinq ans. Le montant de la subvention PESP varie de zéro dans le cas des entreprises ayant le TPC le plus faible et exerçant des activités d'exploration dans les terres provinciales, jusqu'à un maximum de 80 p. 100 des dépenses d'exploration admissibles dans le cas des entreprises ayant le TPC le plus élevé et exerçant leurs activités dans les terres du Canada. L'importance de la subvention est proportionnelle à la nécessité et au coût élevé de la prospection des zones pétrolières et gazières prometteuses qui se trouvent dans les régions pionnières du Nord et au large des côtes. Les dépenses engagées dans l'exploration pétrolière et gazière du Nord et des régions extracôtières ouvrent droit à une subvention égale à 25 p. 100 des frais d'exploration admissibles, subvention qui peut être augmentée dans une proportion variant selon le taux de participation canadienne et le taux de contrôle canadien de l'entreprise, l'endroit où les dépenses sont engagées et le type de dépenses : exploration, aménagement ou biens admissibles. On reproche au PESP de favoriser l'exploration des régions nordiques au détriment de l'Ouest canadien. On déplore également que certains programmes d'exploration dans les régions pionnières, financés à coups de subventions massives, ne sont pas aussi bien planifiés qu'ils devraient l'être.

Préoccupations de l'Alberta au sujet du PEN

Dans une allocution prononcée à Montréal le 24 février, le premier ministre de l'Alberta dénonce vertement le Programme énergétique national (PEN) que le gouvernement fédéral a institué en octobre 1980. Il s'en prend plus particulièrement aux dispositions du PEN qui dissocient le prix canadien du prix international. L'Impôt sur les revenus pétroliers appliqué à la production de pétrole ainsi que les taxes sur le gaz naturel sont d'autres sujets de préoccupation. Le PEN est perçu comme une tentative du gouvernement fédéral pour s'emparer des réserves de pétrole et de gaz de l'Ouest canadien.

Réduction de la production de pétrole en Alberta : Redevance d'indemnisation spéciale

Le 1er mars, le gouvernement de l'Alberta passe aux actes. Comme il l'avait annoncé le 30 octobre 1980 (deux jours après le dépôt du PEN par le gouvernement fédéral), il entreprend de réduire sa production de pétrole en trois tranches de 60 000 b/j séparées de trois mois, en guise de représailles contre le PEN et les initiatives du gouvernement fédéral. Le gouvernement fédéral annonce alors que le prix de tous les produits pétroliers sera augmenté de 0,5 cent/L en moyenne, en raison de l'imposition d'une taxe temporaire, la Redevance d'indemnisation spéciale, qui servira à subventionner les importations supplémentaires auxquelles il faudra avoir recours pour compenser la réduction de 60 000 b/j de la production canadienne. La nouvelle taxe temporaire financera les indemnités spéciales qui seront versées aux raffineurs de l'Est du Canada qui devront importer davantage de pétrole brut étranger aux prix du marché international, plus élevés que les prix pratiqués au Canada. On estime qu'une réduction de 60 000 b/j durant trois mois augmenterait les besoins en devises étrangères d'environ 240 M$, et que cette augmentation pourrait atteindre 1,7 G$ si la baisse de production était maintenue pendant toute l'année 1981. La Redevance d'indemnisation spéciale sera majorée en juin, lorsque l'Alberta portera la baisse de production à 120 000 b/j, mais elle sera abolie après que le

1981-5 gouvernement fédéral et l'Alberta auront conclu l'entente du 1er septembre 1981 sur la tarification et la taxation des ressources énergétiques.

Augmentations du budget de la R-D énergétique - mars et juillet

Le 4 mars, le gouvernement fédéral annonce qu'il a approuvé une augmentation des dépenses de R-D de presque 2,3 M$ pour 1980-1981, première étape d'une démarche visant à accélérer le programme de R-D énergétique. En 1980-1981, les dépenses de R-D se sont chiffrées à 174 M$. Le 31 juillet, le gouvernement annonce une autre augmentation de 35 M$, qui porte le budget total des dépenses pour 1981-1982 à 206 M$. La priorité doit être donnée à la mise au point de nouveaux carburants liquides pour remplacer l'essence, à l'augmentation de l'efficacité énergétique dans tous les secteurs de l'économie, à la mise en valeur de sources d'énergie moins polluantes que le pétrole et le gaz, et à l'exploitation des sources d'énergie classiques.

Réponse du gouvernement fédéral aux détracteurs du PEN

Durant les premiers mois de 1981, le gouvernement fédéral répond publiquement à un certain nombre de critiques formulées par l'industrie et les provinces de l'Ouest à l'endroit du PEN. Dans une allocution prononcée à Calgary le 3 mars, le ministre d'EMR donne la réplique au discours que le premier ministre de l'Alberta a prononcé à Montréal le 24 février. Entre autres, il déplore les coupures de production de pétrole effectuées par l'Alberta, ainsi que la décision de l'Alberta de surseoir à l'approbation des projets d'exploitation de sables bitumineux tant et aussi longtemps que les deux gouvernements ne se seront pas entendus sur les prix du pétrole. Le ministre fédéral nie catégoriquement que le PEN soit une tentative du gouvernement fédéral pour s'emparer du capital ressources, faisant observer que la part fédérale des revenus, qui a chuté à moins de 10 p. 100, demeurera inférieure à 25 p. 100 entre 1980 et 1983. Il mentionne en outre que, par le truchement du PEN, le gouvernement national exerce son droit légitime d'établir le prix du pétrole vendu sur le marché international et d'imposer de nouvelles taxes conformément aux pouvoirs qui lui sont conférés par la Constitution. Que les provinces soient les propriétaires et les gestionnaires de leurs ressources, cela est indéniable. La controverse qui oppose le gouvernement fédéral et l'Alberta en 1981 tourne autour de la question des prix du pétrole. Le gouvernement provincial les voudrait beaucoup plus élevés. L'Alberta craint d'être privée d'une bonne partie des revenus potentiels, alors que le gouvernement fédéral, dans son estimation de mars 1981, prétend que le gouvernement de l'Alberta, sous le régime du PEN, touchera au moins 100 G$ au cours des dix prochaines années en revenus provenant uniquement du pétrole et du gaz; c'est plus que ce que toutes les autres provinces réunies ont tiré de leurs ressources depuis 1867. Le problème du partage des revenus sera exacerbé par le fait que les prévisions des prix du pétrole de 1980-1981 ne se réaliseront jamais.

Bureaux régionaux d'EMR -- BEEER

Le 20 mars, le gouvernement fédéral annonce que le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources (EMR) ouvrira 12 bureaux régionaux des économies d'énergie et des énergies renouvelables (BEEER). Une de leurs principales fonctions sera de coordonner les aspects régionaux des grands programmes d'économies d'énergie et d'énergies renouvelables qui émanent du PEN. En l'espace d'un an, chaque province et territoire sera doté d'un bureau qui s'occupera des programmes d'économies d'énergie, de remplacement du pétrole, de mise en valeur des énergies renouvelables et de R-D.

Économies réalisées au Québec grâce au PIIP et autres avantages du programme

En mars, le gouvernement fédéral annonce qu'il a dépensé 4,8 G$ au titre du Programme d'indemnisation des importateurs de pétrole (PIIP) pour financer le régime des prix au Québec. Le PIIP comble la différence entre le prix du pétrole importé, qui au début de 1981 s'élève à 43,50 $/b, et le prix de 24,90 $ payé par les consommateurs du Québec. Sous le régime du PEN, le gouvernement fédéral a réservé plus de 1 G$ à dépenser au Québec au cours des quatre prochaines années, afin de promouvoir la recherche, les économies d'énergie et le remplacement du pétrole par d'autres formes d'énergie. Au Canada, comme dans les autres pays industrialisés, on met l'accent sur les économies d'énergie et le remplacement du pétrole.

Combustion sur lit fluidisé pour accroître l'utilisation du charbon

En mars, le gouvernement fédéral lance, dans le cadre des initiatives spéciales du PEN prévues pour les provinces de l'Atlantique, un grand projet qui vise à faire la démonstration de l'efficacité de la combustion sur lit fluidisé quand il s'agit d'employer des charbons de faible qualité dans des chaudières tout en supprimant les émissions gazeuses responsables des pluies acides. Ce projet, réalisé à la base militaire de Summerside, à l'Île-du-Prince-Édouard, est le fruit de quatre années de cogitations de part d'EMR et du ministère de la Défense nationale. On entend utiliser du charbon à haute teneur en soufre du Cap-Breton et des copeaux de bois provenant de l'île. Les promoteurs du projet prévoient de construire une installation pleine grandeur au Cap-Breton et envisagent d'autres applications dans l'Ouest du Canada, qui visent toutes à remplacer le pétrole

1981-6 par des combustibles de faible qualité utilisés de manière plus efficace et respectueuse de l'environnement.

Commission sur les pratiques restrictives du commerce - enquête sur l'industrie pétrolière

En mars, le directeur de la Direction des enquêtes sur les coalitions rend public son rapport intitulé « État de la concurrence dans l=industrie pétrolière », qui marque l'aboutissement d'une vaste enquête amorcée en 1973 (voir aussi les événements de février 1973). Le directeur conclut que, dans chaque secteur de l'industrie pétrolière, certaines conditions et pratiques sont indésirables en raison de leur caractère monopolistique ou restrictif. Il recommande à la Commission sur les pratiques restrictives du commerce des mesures qu'il estime nécessaires pour supprimer les anomalies relevées dans le commerce. La Commission entreprend donc une audience en vertu de l'article 47 de la Loi relative aux enquêtes sur les coalitions, au cours de laquelle elle s'intéressera à la période 1958-1973 couverte par l'étude du directeur, de même qu'à la situation des prix et du commerce du pétrole après 1973. « Le caractère excessif et adverse de certaines des critiques et conclusions formulées par le Directeur et les moyens qu'il a mis en oeuvre pour les rendre publiques ont conféré un caractère antagonique à l'ensemble des audiences de la Commission. » (Rapport du 16 mai 1986 de la Commission sur les pratiques restrictives du commerce) Le directeur allègue notamment que les consommateurs canadiens ont payé en trop 12 G$ à l'industrie canadienne entre 1958 et 1973, et que la situation perdure. Après une longue série d'audiences tenues à travers le Canada à partir d'octobre 1981, la Commission remet son rapport au ministre de la Consommation et des Corporations en mai 1986. Elle formule 12 recommandations pour améliorer le fonctionnement du marché pétrolier. Au cours de son enquête, la Commission n'a trouvé aucune preuve que les compagnies pétrolières canadiennes auraient facturé aux consommateurs 12 G$ en trop, ni aucune preuve de collusion dans aucun secteur de l'industrie pétrolière. Le rapport de 700 pages de la Commission intitulé « État de la concurrence dans l'industrie pétrolière canadienne » et le rapport en sept volumes intitulé « Exposé de la preuve et de la matière » et surnommé le « Livre vert », que le directeur de la Direction des enquêtes sur les coalitions a soumis à la Commission constituent une source d'information importante sur tout ce qui concerne la commercialisation du pétrole au Canada entre 1958 et 1986.

Politique des prix du gaz naturel

En avril, le ministre d'EMR publie une déclaration qui donne le coup d'envoi au volet du Programme énergétique national (PEN) qui concerne l'établissement des prix du gaz naturel sur le marché intérieur en dehors de l'Alberta. Les prix doivent être fixés selon les lignes directrices suivantes : La zone tarifaire de l'Est de TransCanada Pipelines Ltd. doit être étendue à la région desservie par le futur prolongement du réseau pipelinier, qui ira jusque dans les Maritimes; Le prix du gaz naturel à l'est de Toronto sera le prix au point de livraison à Toronto; - Les prix du gaz naturel à l'ouest de la zone tarifaire de l'Est de TransCanada seront liés au prix au point de livraison à Toronto, mais ils seront légèrement inférieurs, car les coûts de transport seront plus faibles; - Il y aura un prix à la frontière uniforme pour tout le gaz naturel produit en Alberta et consommé au Canada en dehors de cette province. Tous les prix doivent être établis par le gouverneur en conseil, sur la recommandation de l'Office national de l'énergie, en vertu de la Partie III de la Loi sur l'administration financière, plutôt que calculés en fonction des taux établis en vertu de la Partie IV de la Loi sur l'Office national de l'énergie. Le Ministre demandera périodiquement à l'ONE, en vertu de la Partie II de la Loi sur l'Office national de l'énergie, de procéder à un examen et de lui faire rapport sur les questions concernant les prix du gaz naturel vendu sur le marché intérieur. Il est prévu dans le PEN de réserver 500 M$ pour aider à l'expansion du réseau de gazoducs à l'est de Montréal. En même temps qu'il rend publique la nouvelle politique des prix du gaz sur le marché intérieur, le Ministre annonce que le prix d'exportation passera de 4,47 $US à 4,94 $US/MBtu à compter du 1er avril.

Expansion du PITRC En avril, le gouvernement augmente le budget du Programme d'isolation thermique des

résidences canadiennes (PITRC), qui passe de 80 M$ à 265 M$/an, et prolonge jusqu'en 1987 ce programme qui a vu le jour en 1977. Dans la plupart des régions, l'année d'admissibilité des maisons demeure 1961, mais à Terre-Neuve, dans les Territoires du Nord-Ouest et au Yukon, le

1981-7 programme s'applique à toutes les maisons construites avant le 1er septembre 1977. À la fin de 1981, le PITRC aura versé 420 M$ de subventions pour 1,15 million de demandes, et 20 p. 100 de toutes les maisons admissibles auront participé au programme.

Programmes de gestion de l'énergie dans l'administration fédérale

En avril, le gouvernement du Canada lance de nouvelles mesures pour réduire la consommation de pétrole dans l'administration fédérale, notamment des projets d'économies d'énergie et de remplacement du pétrole dans un certain nombre de bâtiments fédéraux de toutes les régions du pays. Lancé en 1975-1976, le programme interne d'économies d'énergie du gouvernement fédéral a réduit la consommation d'énergie de 17,6 p. 100 en cinq ans, ce qui représente des économies de l'ordre de 90 M$, tous bâtiments et véhicules confondus.

Imposition d'une taxe sur le carburant marin et aviation pour recouvrer les indemnités versées aux importateurs de pétrole

Le 23 avril, par suite du budget du 28 octobre 1980, le ministre d'EMR annonce qu'à compter du 1er mai 1981, une taxe sera imposée sur le carburant marin et aviation consommé par les transporteurs canadiens et étrangers desservant des destinations internationales, afin de recouvrer une partie des indemnités que verse le gouvernement fédéral pour les importations de pétrole qui remplacent des carburants exportés du Canada. L'indemnisation des importateurs de brut étranger très coûteux permet de maintenir plus bas les prix de tous les produits pétroliers consommés au Canada. La taxe compensatoire sur le carburant aviation sera abolie en janvier 1982.

Lancement du Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP)

Le 25 mai, le ministre d'EMR annonce le lancement du Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP), une des mesures prévues dans le Programme énergétique national (PEN) mis en oeuvre en octobre 1980. Le PCRP accorde des subventions imposables dont le montant peut atteindre 800 $ pour aider les propriétaires à convertir leurs systèmes de chauffage à mazout et adopter des combustibles plus abondants. Le gouvernement rembourse, jusqu'à concurrence de 800 $, 50 p. 100 des coûts engagés par le propriétaire pour remplacer son appareil de chauffage à mazout par un système qui consomme du gaz naturel, de l'électricité, du propane ou une source d'énergie renouvelable comme le bois et l'énergie solaire. À l'Île-du-Prince-Édouard, à Terre-Neuve, dans les Territoires du Nord-Ouest et au Yukon, les consommateurs ont moins facilement accès au gaz naturel et aux sources d'énergie admissibles, et c'est pourquoi on leur permet également d'appliquer la subvention à la réfection de leurs appareils de chauffage, à l'isolation thermique et à d'autres types de conversion. En 1981, le gouvernement recevra plus de 110 000 demandes de subvention et versera 51,7 M$ pour la conversion au gaz naturel et à l'électricité. Aux termes d'un contrat passé avec EMR, une quarantaine de distributeurs de gaz et d'électricité du Canada administrent la partie du PCRP qui concerne ces sources d'énergie. On prévoit que, pendant les 10 ans que durera le programme, le gouvernement versera plus de 1,9 G$ de subventions pour la conversion d'environ 2,4 millions d'appareils de chauffage. Le 9 novembre 1984, le nouveau gouvernement annoncera l'abolition du programme pour le 31 mars 1985, estimant qu'il a atteint ses principaux objectifs.

Centrale nucléaire de Point Lepreau - autre aide fédérale

Le 28 mai, le gouvernement fédéral s'engage à consentir une autre aide financière pour la construction et l'exploitation de la centrale nucléaire de Point Lepreau, au Nouveau-Brunswick. La construction de cette centrale de 630 MW a commencé en 1974. À cette époque, le gouvernement fédéral a accepté de fournir des prêts couvrant 50 p. 100 des coûts de construction de la centrale, estimés à 684 M$, en limitant sa participation à 350 M$. Or, des retards successifs ont repoussé la date de mise en service jusqu'en 1982 et augmenté les estimations de coûts à 1,25 G$. L'aide financière annoncée en mai 1981 revêt deux formes : le gouvernement accepte de renoncer aux intérêts déjà courus sur le prêt de 350 M$ avancé à la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick par l'entremise d'Énergie atomique du Canada ltée, et accepte également que les intérêts ne lui soient remboursés qu'à la date de mise en service ou le 8 octobre 1982, selon la première éventualité. Cette mesure coûtera au gouvernement fédéral 102 M$ sur trois ans. Dans le cadre de cet arrangement financier, le gouvernement fédéral accepte en outre de consentir à Énergie Nouveau-Brunswick les taux exigés des sociétés de la Couronne, pendant une période de dix ans, afin d'atténuer l'impact que pourraient avoir sur les revenus de l'entreprise d'éventuels problèmes de rendement susceptibles de réduire la production de la centrale nucléaire au cours des premières années d'exploitation. Chaque année, le gouvernement accordera sous forme de prêt une somme de 650 000 $ pour chaque point de pourcentage d'écart entre le taux de disponibilité et 75 p. 100 de la capacité de la centrale, jusqu'à concurrence de

1981-8 48,75 M$/an. L'entreprise commencera à rembourser ses prêts le jour ou le taux de disponibilité dépassera 75 p. 100 par année. Une fois terminée, la centrale de Point Lepreau devrait représenter environ 18,5 p. 100 de la puissance installée totale au Nouveau-Brunswick, qui sera de l'ordre de 3 400 MW selon les projections.

Canertech En mai est créée Canertech, une société d'État qui fonctionne comme une entreprise d'investissement en capital de risque dans le domaine de la technologie des économies d'énergie et des énergies renouvelables, et dont le siège social est situé à Winnipeg. Dotée initialement d'un budget de 20 M$, elle doit soutenir les entreprises canadiennes qui œuvrent dans les domaines des économies d'énergie et de la mise en valeur des énergies renouvelables, soit en formant des coentreprises, soit par une prise de participation au capital-actions. D'ici la fin de 1981, Canertech se verra confier la responsabilité de la construction d'une usine pilote et de l'élaboration de programmes de R-D destinés à faire la démonstration de nouveaux procédés de conversion de matière végétale en éthanol.

Programme de subventions pour les véhicules au propane

Le 2 juin, le gouvernement fédéral dévoile son Programme de subventions pour les véhicules au propane. Au cours de l'année, il va élaborer des normes de sécurité applicables aux nouveaux véhicules fonctionnant au propane et au gaz naturel comprimé, et les publiera dans la Gazette du Canada le 2 janvier 1982. Dès septembre, il accordera des subventions imposables allant jusqu'à 400 $ par véhicule pour aider à convertir au propane des véhicules à essence. Dans un premier temps, la subvention sera limitée aux véhicules commerciaux. En outre, le gouvernement fédéral se fixe comme objectif de convertir 8 000 véhicules lui appartenant au cours des cinq prochaines années.

Projet de loi sur la sécurité énergétique

Le 22 juin, le ministre d'EMR dépose à la Chambre des communes des propositions législatives en vue d'adopter un projet de loi sur la sécurité énergétique qui conférerait une existence juridique à un certain nombre d'éléments du PEN. Le projet de loi vise à établir le Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP) pour stimuler la recherche et la mise en valeur du pétrole et du gaz; à établir le cadre législatif des lignes directrices concernant la participation et le contrôle canadiens; à permettre au gouvernement de recueillir de l'information pour atteindre les objectifs du PEN; à autoriser un certain nombre d'initiatives concernant l'établissement des prix du pétrole et du gaz, l'indemnisation pétrolière et la fiscalité des hydrocarbures; à autoriser les dépenses en capital nécessaires pour augmenter le rôle de Petro-Canada et constituer un Compte de canadianisation pour faciliter l'acquisition des intérêts financiers. Pour l'instant, une ébauche du projet de loi est rendue publique, pour commentaires et discussions. La loi sera étudiée en première lecture le 26 février 1982, sous le titre de projet de loi C-94 - Loi de 1982 sur la sécurité énergétique. Par la suite, on lui substituera huit nouveaux projets de loi sur l'énergie, qui seront déposés en première lecture à la Chambre des communes le 7 avril 1982 (voir aussi les événements d'avril 1982).

Modifications de la Loi sur l'ONE autorisant l'expropriation aux fins de construction de lignes de transport d'électricité

Le 22 juin, le gouvernement annonce un projet de modification de la Loi sur l'Office national de l'énergie, qui a pour but d'augmenter les pouvoirs d'expropriation de l'ONE en vue de la construction de lignes interprovinciales et internationales de transport d'électricité qui sont désignées pour relier un producteur d'électricité à des consommateurs situés ailleurs au Canada ou sur le continent. Les modifications proposées vont dans le sens des dispositions relatives aux pipelines. Elles feront partie de la législation énergétique que le gouvernement déposera à la Chambre des communes en avril 1982.

Centrale hydroélectrique de faible puissance de Roddickton

En juin, la petite centrale hydroélectrique de Roddickton, dotée d'une capacité de 425 kW, entre officiellement en service à White Bay, Terre-Neuve. Elle a été conçue pour faire la démonstration des possibilités d'utilisation de sources d'énergie indigènes à la place du pétrole. Cette installation de 1,2 M$, financée en grande partie par le gouvernement fédéral, est la vingt-deuxième petite centrale hydraulique construite à Terre-Neuve. Cette province est véritablement une pionnière dans le domaine de l'hydroélectricité de faible puissance.

Augmentation du prix du pétrole; majoration de

À compter du 1er juillet, le prix du brut à la tête du puits augmente de 1 $/b (6,3 $/m3) pour atteindre une moyenne de 18,75 $/b (118,0 $/m3). Cette hausse se répercute sur le prix des produits pétroliers, qui augmente de 0,7 cent/L le 30 août. La taxe d'accise sur les ventes intérieures de gaz naturel et de liquides extraits du gaz naturel, instaurée le 1er novembre 1980 à

1981-9 la taxe sur le gaz naturel

un taux de 28 ¢/GJ, est augmentée de 14 ¢ le 1er juillet.

Lower Churchill Development Corporation

En juillet, le gouvernement fédéral et Terre-Neuve investissent 10 M$ de plus dans la Lower Churchill Development Corp. (LCDC), la contribution de chaque gouvernement étant proportionnelle à sa participation dans le capital-actions de l'entreprise (51 p. 100 pour Terre-Neuve et 49 p. 100 pour Ottawa). Cette nouvelle injection de fonds vise à étudier le projet d'installation d'un câble sous-marin dans le détroit de Belle Isle entre le Labrador et l'île de Terre-Neuve. La LCDC a été créée en 1978. L'aménagement hydroélectrique du bas Churchill demeure une grande priorité pour que la province réduise sa dépendance à l'égard du pétrole étranger et réalise ses objectifs en matière de développement économique.

Procédé d'hydrocra-quage de CANMET

En juillet, le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources (EMR) et Petro-Canada Exploration Inc. (PEX) signent une entente qui étend et modifie un accord de 1979 en vertu duquel PEX a obtenu les droits d'utiliser le nouveau processus d'hydrocraquage qui a été inventé et mis au point au Centre canadien de la technologie des minéraux et de l'énergie (CANMET) d'EMR. Selon la nouvelle entente, PEX doit développer le processus de CANMET jusqu'au stade de la commercialisation d'ici 1984. Cette technologie emploie, pour la valorisation du bitume et du pétrole lourd, une méthode par addition d'hydrogène qui produit 10 à 12 p. 100 de distillat de plus que les méthodes par rejet de carbone, comme la cokéfaction retardée et la cokéfaction en lit fluidisé. De plus, elle élimine le coke obtenu en sous-produit de la valorisation du pétrole lourd. PEX doit donc construire une installation pour faire la démonstration du procédé d'hydrocraquage; concevoir une installation commerciale en vraie grandeur; mettre sur pied un programme complet de commercialisation et d'attribution de licences afin de déployer la technologie dans toute l'industrie pétrolière.

Achat d'un réacteur CANDU par la Roumanie

En juillet, Énergie atomique du Canada ltée et la société d'État roumaine, Romenergo, passent des ententes contractuelles relativement à la construction du réacteur nucléaire CANDU de Cernavoda. Il s'agit de la première vente d'un CANDU à un pays étranger depuis que la Roumanie a acquis son premier, en 1979.

Rapport de l'ONE sur l'offre et la demande d'énergie

En juillet, l'Office national de l'énergie (ONE) constate, dans son rapport sur l'offre et la demande d'énergie au Canada, que les approvisionnements en pétrole intérieur ne pourront augmenter considérablement à court terme, mais que des mesures d'économies d'énergie contribueraient à ralentir le déclin des réserves disponibles. Il estime que les réserves classiques établies équivalent à environ 10 années d'approvisionnement au taux de production actuel. Au cours des audiences qui ont précédé le dépôt du rapport de l'ONE, la plupart des entreprises ayant soumis des mémoires ont exprimé l'avis que, même si le PEN réduisait la demande de pétrole, il diminuerait encore davantage les approvisionnements pétroliers; elles doutent de la capacité du PEN d'atteindre l'autosuffisance d'ici 1990.

Exploration des régions pionnières - Dome, Petro-Canada, Esso, Gulf, Mobil

En juillet, Dome Petroleum amorce sa sixième année de forages exploratoires dans la mer de Beaufort. La campagne de forage de 1981 s'étendra de la mi-juillet au 31 octobre. Plusieurs entreprises exécutent des activités d'exploration dans l'archipel arctique, dans la région de Beaufort-Mackenzie et au large de la côte Est. En 1981, le niveau d'activité est aussi élevé qu'en 1980, et l'industrie continue de se concentrer sur les zones prometteuses. En tout, 19 installations de forage sont en service dans ces régions. À la fin de la campagne, les dépenses d'exploration totales se chiffreront à environ 675 M$, dont près de 200 M$ auront été investis par Petro-Canada. Dome demeure optimiste quant aux perspectives de production dans la mer de Beaufort. Esso Ressources et Gulf, pour leur part, poursuivent activement leurs travaux d'exploration dans les eaux peu profondes de la mer de Beaufort, en installant leurs tours de forage sur des îles artificielles. Panarctic exerce ses activités dans l'archipel arctique. Au large de la côte Est, la scène de la prospection pétrolière est dominée par Mobil et Petro-Canada. Comme d'autres entreprises, elles ont bon espoir de commencer à produire dans un bref délai. Or, au milieu des années 1980, surtout à cause de la chute rapide des prix internationaux du pétrole, la plupart des programmes d'exploration dans les régions pionnières auront été suspendus.

Création de Petro-Canada Internationale

En août, est créée la corporation Petro-Canada pour l'assistance internationale. Cette filiale de Petro-Canada a pour mandat d'offrir la technologie et l'expertise canadiennes pour aider les pays en développement à accroître leur autonomie énergétique et à s'affranchir du pétrole importé. Elle doit contribuer directement à l'aide canadienne au développement international, de plusieurs façons : participer à des projets d'exploration pétrolière, mener des études préalables à

1981-10 l'exploration et des études connexes, et fournir de l'aide technique et de la formation en exploration et en production d'hydrocarbures. Elle doit également agir à titre d'agent d'exécution pour d'autres établissements d'aide au développement, notamment l'Agence canadienne de développement international (ACDI) et la Banque internationale pour la reconstruction et le développement (BIRD). Sous le régime du PEN, 250 M$ sont mis à la disposition de PCI pour une période de quatre ans se terminant en 1984-1985.

Établissement de l'Administra-tion du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC) - perspectives favorables dans les régions pionnières

Le 17 août, le gouvernement nomme l'administrateur de l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC) et confie à cet organisme les fonctions qui étaient exercées jusqu'à maintenant par la Direction de la gestion des ressources d'EMR et celle du ministère des Affaires indiennes et du Nord. Le nouvel administrateur est responsable, devant les deux ministres, de la mise en valeur du pétrole et du gaz sur les terres du Canada. Essentiellement, il doit faire en sorte que la mise en valeur des hydrocarbures dans le Nord et au large des côtes Est et Ouest procure le maximum d'avantages aux Canadiens, et de voir à ce que l'industrie satisfasse aux exigences canadiennes en ce qui concerne la propriété, l'emploi, les retombées industrielles ainsi que la protection de l'environnement physique et social. Au milieu de 1981, on estime que les activités d'exploration et de mise en valeur exécutées sur les terres du Canada impliquent, de la part des sociétés pétrolières et gazières, des dépenses directes de 4 G$/an en moyenne dans les années 1980. Cette estimation est établie au moment où les activités d'exploration sont à leur plus fort, avant la chute rapide des prix mondiaux du pétrole et le déclin concomitant des programmes d'exploration.

Projet de la centrale à charbon de Coleson Cove

En août, le gouvernement fédéral et le Nouveau-Brunswick annoncent qu'ils sont parvenus à une entente au sujet d'une étude de 1,2 M$ sur la possibilité de convertir entièrement ou partiellement au charbon la centrale à mazout de 1 000 MW de Coleson Cove. Il s'agit du premier projet financé par la Caisse de conversion des centrales dans le cadre du Programme de subventions aux services publics pour le remplacement du pétrole, une des initiatives du PEN, qui paie jusqu'à 75 p. 100 du coût de la conversion au charbon des centrales alimentées au mazout, pourvu que le projet soit jugé acceptable du point de vue de l'environnement. On estime que la conversion totale de la centrale de Coleson Cove permettrait au Canada d'économiser plus de 100 M$ en indemnités d'importation par année. Cependant, comme le gouvernement ne verse plus d'indemnités à l'égard du combustible utilisé pour produire de l'électricité destinée à l'exportation, la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick a dû renégocier son contrat d'exportation, et le gouvernement fédéral a convenu de lui verser des indemnités jusqu'à concurrence de 25 M$/an pendant cinq ans, afin de compenser la perte de revenus. Étant donné que la centrale a pu être affectée à un autre usage de manière profitable à l'intérieur du réseau du Nouveau-Brunswick, les indemnités sont limitées à 15,5 M$. En 1981 et 1982, une étude sera réalisée afin de déterminer si la conversion au charbon des centrales à mazout sera pratique et économique à tous égards, y compris du point de vue de la protection de l'environnement.

Documents de travail sur l'énergie nucléaire

En août, 16 documents de travail sont publiés sur diverses questions se rapportant à l'énergie nucléaire, depuis la demande d'électricité jusqu'à l'exploitation de l'uranium et la gestion des déchets nucléaires. Ces rapports sont issus d'un examen interne auquel le gouvernement fédéral a soumis la politique nucléaire canadienne, afin de mieux appréhender la contribution potentielle de l'énergie nucléaire à l'amélioration de la situation des approvisionnements énergétiques du Canada et de diffuser des données factuelles sur lesquelles pourront s'appuyer les discussions concernant les diverses questions relatives à la production et à l'utilisation de l'énergie nucléaire.

Stockage des déchets radioactifs

En août, le gouvernement fédéral et l'Ontario annoncent dans quelle direction ils entendent poursuivre les recherches sur les méthodes sécuritaires de stockage permanent des déchets nucléaires produits par les réacteurs. On s'intéressera plus particulièrement à l'enfouissement des déchets en profondeur dans des formations géologiques stables. On tiendra des audiences publiques qui conduiront éventuellement à l'adoption d'une méthode de stockage. Pour l'instant, les deux gouvernements s'entendent sur deux nouveaux projets de recherche dans le nord de l'Ontario, l'un sur les propriétés du granite et l'autre sur les mouvements des eaux souterraines. En septembre, le gouvernement fédéral annonce qu'un laboratoire de recherche souterrain sera construit au coût de 13,8 M$ près de Lac du Bonnet, au Manitoba; ce sera le premier laboratoire du genre aménagé au-dessous de la nappe phréatique, dans du granite non altéré. Le programme de recherche-développement sur le stockage passif permanent des déchets de combustible nucléaire irradié est dirigé par Énergie atomique du Canada ltée.

1981-11 Survol des activités du PEN - préoccupations

Durant l'année, des représentants de l'industrie pétrolière et d'autres entreprises continuent d'exprimer leurs préoccupations au sujet de l'impact du Programme énergétique national (PEN) sur l'industrie et sur l'économie en général. En août, la Chambre de commerce du Canada saisit le gouvernement fédéral d'un mémoire qui expose le point de vue de 600 chambres de commerce locales de tout le Canada, qui se sont penchées sur des questions énergétiques lors de leur assemblée annuelle de 1981. Une de ses recommandations demande aux gouvernements d'établir un système commun qui permettrait aux prix intérieurs du pétrole brut d'atteindre la valeur ayant cours sur le libre marché, peu importe les changements qui pourraient se produire dans un horizon de trois à cinq ans. Elle engage aussi les gouvernements à adopter une politique qui laisserait les prix de l'énergie au Canada se hisser jusqu'aux niveaux mondiaux. La Chambre de commerce du Canada recommande en outre que les revenus fiscaux considérables que la hausse des prix rapportera aux gouvernements, plutôt que de servir à subventionner la consommation et à financer des programmes gouvernementaux, soient plutôt affectés à la réduction des déficits publics ou à des investissements productifs. Cet argent, estime-t-on, pourrait être utilisé judicieusement pour aider les entreprises grosses consommatrices d'énergie à s'adapter à la hausse des prix, pour contribuer à l'achat de matériel plus éconergétique et plus productif, de même que pour stimuler la recherche-développement sur les sources d'énergie de remplacement. La Chambre est d'avis qu'une politique reconnaissant la nécessité d'une hausse substantielle des prix de l'énergie ferait sortir l'économie canadienne de son état de « stagflation » et fouetterait l'économie grâce aux investissements dans le secteur énergétique. Le Canada et l'Alberta sont sur le point de signer leur entente sur les prix et la fiscalité de l'énergie, mais la flambée des taux d'intérêt, l'affaiblissement des prix internationaux de l'énergie et la récession mondiale rendront bientôt les conditions encore plus difficiles dans l'économie énergétique canadienne.

Entente avec l'Alberta sur les prix et la taxation de l'énergie

Le 1er septembre, le Premier ministre et son homologue albertain signent un protocole d'entente qui institue un régime de taxation et de tarification du pétrole et du gaz produits en Alberta. L'Entente entre le gouvernement du Canada et le gouvernement de l'Alberta sur la fixation des prix et la taxation des ressources énergétiques prévoit une hausse progressive du prix des hydrocarbures et des produits dérivés selon une formule typiquement canadienne qui doit garder les prix canadiens au-dessous des niveaux internationaux tout en procurant aux gouvernements et à l'industrie les revenus nécessaires pour se rapprocher de l'autosuffisance d'ici à 1990; l'établissement d'un prix favorable du gaz naturel par rapport à celui du pétrole, pour inciter les consommateurs à adopter ce combustible; l'attribution d'un prix plus élevé au pétrole extrait des futures découvertes, afin de tenir compte des risques et des coûts élevés associés aux nouveaux gisements; un programme de partage des recettes qui augmentera la part des recettes pétrolières et gazières qui revient au gouvernement fédéral, à qui incombe la gestion de programmes nationaux. L'entente trace les grandes lignes d'un système de prix à deux niveaux pour le pétrole produit au Canada et doit demeurer en vigueur jusqu'au 31 décembre 1986. Elle comprend les rubriques suivantes : Prix de l'ancien pétrole classique; Prix de référence du nouveau pétrole; Prix du gaz naturel; Liquides de gaz naturel; Taxe d'indemnisation pétrolière; Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel; Taxe sur les recettes pétrolières et gazières et taxe sur les recettes pétrolières supplémentaires; Modifications à l'impôt sur le revenu; Redevances de l'Alberta et taxe provinciale sur les minéraux extraits de terres libres de toute servitude; Redevances de l'Alberta sur les projets de l'Alsands et de Cold Lake; Programme d'encouragement du secteur pétrolier; Processus d'approbation des projets relatifs aux sables bitumineux; Engagements fiscaux; Conditions générales; Estimation des recettes.

Entente Canada-Alberta basée sur des prévisions de prix erronées

Au moment de la signature de l'Entente entre le gouvernement du Canada et le gouvernement de l'Alberta sur la fixation des prix et la taxation des ressources énergétiques, en septembre, on s'attend à ce que le prix international du pétrole continue d'augmenter. Ainsi, on prévoit que les recettes pétrolières et gazières totales se chiffreront à 212,8 G$ entre 1981 et 1986; le gouvernement fédéral et l'Alberta en recevront 25,5 p. 100 et 30,2 p. 100 respectivement, et l'industrie, 44,2 p. 100. Selon les projections, le prix de l'ancien pétrole passera de 18,75 $/b en septembre 1981 à 57,75 $/b le 1er juillet 1986, et le Prix de référence du nouveau pétrole passera de 45,92 $/b le 1er janvier 1982 à 77,48 $/b le 1er juillet 1986. (Après la chute des prix survenue au cours de la première moitié des années 1980, le prix international du pétrole ne sera en 1985 que de 28 $US/b, et il s'effondrera à 10 $/b en 1986.) En plus du protocole d'entente, les gouvernements annoncent que le prix global de l'ancien pétrole ne dépassera pas 75 p. 100 du

1981-12 prix international. Et le Prix de référence du nouveau pétrole (sables bitumineux, régions pionnières, nouvelles découvertes de pétrole), et le prix plafond de l'ancien pétrole mentionnés dans l'entente sont liés aux prix mondiaux. Le prix du gaz naturel suit également les mouvements du prix international du pétrole. S'il est vrai que l'entente établit pour le gaz naturel un prix fixe à la frontière de l'Alberta, en prévoyant une majoration de 25 ¢/Mpi3 tous les six mois, le prix au point de livraison à Toronto doit être maintenu à 65 p. 100 du prix du pétrole au moyen des rajustements apportés par le gouvernement fédéral à la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel. L'entente mise en oeuvre à partir de 1982 repose donc sur des hypothèses erronées quant aux prix, qui causeront des problèmes sérieux dans l'administration du PEN et dans les relations fédérales-provinciales en matière d'énergie.

Entente entre le fédéral et la C.-B. sur les prix et la fiscalité du pétrole

Le 24 septembre, le Premier ministre et son homologue de la Colombie-Britannique annoncent qu'ils ont aplani le différend qui opposait les deux gouvernements au sujet des prix et de la fiscalité du pétrole et du gaz. Ils se sont entendus pour appliquer le Prix de référence du nouveau pétrole au nouveau pétrole classique produit en Colombie-Britannique; le gouvernement provincial accepte de régler les montants en souffrance au titre de la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel et du Prélèvement spécial de canadianisation; il est convenu d'établir une taxe à l'exportation du gaz naturel dont le taux sera nul aux fins de la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel. Les taxes et les prix sont fixés aux mêmes niveaux que dans l'entente conclue avec l'Alberta. La principale différence entre les deux ententes réside dans le fait que, en Colombie-Britannique, le financement et l'administration du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP) seront laissés au gouvernement fédéral, le gouvernement de l'Alberta ayant choisi d'assurer lui-même la gestion de ce programme dans sa province. Au moment de la signature de l'entente avec la Colombie-Britannique, on s'attend à ce que les recettes tirées de la production pétrolière et gazière de la province se chiffrent à 12,3 G$ entre 1981 et 1986; le gouvernement fédéral et la Colombie-Britannique en recevront 26 p. 100 et 37,4 p. 100 respectivement, et l'industrie, 36,6 p. 100.

Tronçon préalable du gazoduc de la route de l'Alaska

La section ouest du tronçon préalable du gazoduc de la route de l'Alaska entre en service le 1er octobre. Le tronçon préalable comporte deux sections de canalisations qui doivent servir à transporter le gaz naturel excédentaire de l'Alberta vers les marchés de l'Ouest et du Centre-Ouest des États-Unis. En juillet 1980, l'Office national de l'énergie (ONE) en a approuvé la construction et l'utilisation pour l'exportation de gaz naturel. Selon l'échéancier, la section Est doit être achevée en septembre 1982.

Combustibles liquides de remplacement

En octobre, le gouvernement publie un plan complet de recherche-développement sur les combustibles liquides de remplacement, qui couvre toutes les étapes du cycle, depuis la production et le traitement jusqu'à la distribution et à l'utilisation. Le plan comporte des volets importants sur le cotraitement du charbon et du bitume, les combustibles liquides tirés du bois, le gaz naturel comprimé et l'étude des incidences environnementales des nouveaux combustibles liquides. Des programmes sont mis en marche dans ces domaines, à l'intérieur d'une enveloppe budgétaire de 12 M$ pour 1981-1982.

Entente avec la Saskatchewan sur la tarification et la taxation des ressources énergétiques

Le 26 octobre, le Premier ministre et son homologue de la Saskatchewan annoncent qu'ils ont aplani le différend qui opposait les deux gouvernements au sujet des prix et de la fiscalité du pétrole et du gaz. Les taxes et les prix sont fixés aux mêmes niveaux que dans les ententes conclues en septembre avec l'Alberta et la Colombie-Britannique. L'entente avec la Saskatchewan tient compte en plus des importantes ressources en pétrole lourd de la province. Le gouvernement fédéral et la Saskatchewan ont convenu d'offrir des prix incitatifs et des avantages fiscaux pour favoriser la construction et l'exploitation d'une usine de valorisation qui transformera le pétrole lourd en produits qui se prêtent mieux aux processus de raffinage traditionnels. L'Annexe de l'entente contient les rubriques suivantes : Prix du pétrole classique; Prix de référence du nouveau pétrole; Gestion du prix de référence du nouveau pétrole; Programme d'encouragement du secteur pétrolier; Stimulants provinciaux à l'industrie et Programme de crédit d'impôt/redevances de la Saskatchewan; Paiements de la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (TPGLGN) et de la Taxe spéciale sur la participation canadienne (TSPC); Paiements de la Taxe sur les recettes pétrolières et gazières (TRPG) et de la Taxe sur les recettes pétrolières supplémentaires (TRPS); Installation de valorisation du pétrole brut lourd; Exportations de pétrole lourd; Programme de recherche, de développement et de démonstration pour le pétrole lourd et les combustibles fossiles; Récupération assistée du

1981-13 pétrole; Taxe de la Saskatchewan sur les recettes pétrolières supplémentaires; Régime de taxes et de redevances de la Saskatchewan; Engagements fiscaux; Puits à faible potentiel de production; Estimation des recettes. Au moment de la signature de l'entente, on prévoit que les recettes totales tirées de la production pétrolière et gazière de la Saskatchewan s'élèveront à 15,4 G$ entre 1981 et 1986. Le gouvernement fédéral et la province en recevront 22,7 p. 100 et 37,7 p. 100 respectivement, et l'industrie, 39,6 p. 100.

Oléoduc de Norman Wells Le 17 novembre, l'ONE annonce qu'il a délivré à Interprovincial PipeLine (NW) Ltd. un

certificat l'autorisant à construire un oléoduc de 900 km de longueur, à un coût de 1,3 G$, pour transporter le pétrole du champ de Norman Wells, dans les Territoires du Nord-Ouest, jusqu'à un pipeline de raccordement situé dans le nord de l'Alberta. Le certificat permet en outre à Interprovincial d'entreprendre des programmes de financement, de protection environnementale, d'inspection et de surveillance, en vue de mettre le pipeline en service au milieu de 1985.

Entente Canada-Alberta au sujet de l'établissement des prix du gaz et de paiements d'incitation à l'expansion des marchés

En novembre, le gouvernement du Canada et le gouvernement de l'Alberta concluent un protocole d'entente au sujet de l'établissement des prix du gaz et de paiements d'incitation à l'expansion des marchés, qui sera signé le 10 décembre par le ministre fédéral d'EMR et le ministre albertain de l'Énergie et des Ressources naturelles. Il s'agit d'une entente auxiliaire de l'Entente entre le gouvernement du Canada et le gouvernement de l'Alberta sur la fixation des prix et la taxation des ressources énergétiques, que les deux gouvernements ont signée le 1er septembre. Cet accord prévoit plusieurs hausses semestrielles du prix du gaz naturel à la frontière de l'Alberta, qui passera de 1,70 $/GJ le 1er novembre 1981 à 4,03 $/GJ le 1er août 1986. Le gouvernement de l'Alberta s'engage à verser au gouvernement fédéral des paiements d'incitation à l'expansion des marchés afin de faciliter l'expansion des marchés du gaz dans les provinces situées à l'est de l'Alberta. Ces paiements doivent servir à financer des programmes d'expansion des réseaux de transport et de distribution administrés par le gouvernement fédéral de même que d'autres programmes mis sur pied dans le cadre du PEN pour stimuler l'augmentation des débouchés du gaz albertain. Le gouvernement fédéral s'engage pour sa part à conserver au gaz naturel un net avantage concurrentiel par rapport au pétrole. Les producteurs de gaz naturel vont ainsi bénéficier d'une augmentation des volumes et les consommateurs, de prix incitatifs.

Entente Canada- Saskatchewan sur le pétrole lourd

En novembre, le comité de gestion de l'entente Canada-Saskatchewan sur le pétrole lourd signé en octobre 1976 se réunit pour examiner 21 propositions reçues en réponse à la deuxième invitation à soumissionner. Jusqu'à la fin de 1981, 9,5 M$ ont été dépensés pour augmenter les taux de récupération des pétroles lourds de la région de Lloydminster. Les deux gouvernements ont débloqué en tout 16,2 M$ pour favoriser le développement et l'application de techniques de récupération améliorée. En 1982, le programme attribuera 13 nouveaux contrats de R-D d'une valeur approximative de 6,2 M$.

Demande de TQM pour modifier le tracé du gazoduc

Le 12 novembre, on annonce que Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM) a déposé une requête en modification de tracé auprès de l'Office national de l'énergie (ONE), pour la section du gazoduc proposé qui relie Lévis-Lauzon, au Québec, et Edmundson, au Nouveau-Brunswick. Le gouvernement fédéral a réservé des fonds pour aider des entreprises comme TQM, Gaz Métropolitain Inc. et Gaz Inter-Cité Inc. à développer et à étendre leurs réseaux de transport et de distribution pour desservir d'autres collectivités, comme celles de la région du Bas-Saint-Laurent. Le gouvernement fédéral fait savoir qu'il a l'intention d'approuver la décision que l'ONE a prise en août 1981 d'autoriser la construction du réseau TQM jusqu'en Nouvelle-Écosse. Ce projet a d'ailleurs été recommandé dans le PEN d'octobre 1980. À la fin de 1981, on envisage de faire passer le gazoduc par Rivière-du-Loup avant d'arriver au Nouveau-Brunswick. TQM est un consortium formé de TransCanada Pipelines Company Ltd. et de NOVA, une entreprise albertaine. Elle a reçu le feu vert du gouvernement pour prolonger le réseau de gazoducs de la ville de Québec jusqu'en Nouvelle-Écosse, en passant par le Nouveau-Brunswick. À la fin des années 1980, le pipeline n'aura pas encore atteint les Maritimes.

Budget de novembre 1981 -- IRPP, IRPS, PESP

Le 12 novembre, le ministre des Finances dépose un budget qui apporte des modifications au régime fiscal pour appliquer des décisions découlant des ententes sur les ressources énergétiques conclues avec les provinces de l'Ouest en septembre et en octobre. Ainsi, l'Impôt sur les revenus pétroliers (IRP), prélevé sur les produits d'exploitation nets provenant du pétrole et du gaz , fixé à l'origine à 8 p. 100, est porté à 16 p. 100 à partir du 1er janvier 1982. Cependant, dans les faits, il ne rapporte que 12 p. 100 étant donné que les entreprises ont droit à une déduction relative aux ressources de l'ordre de 25 p. 100. Le 1er janvier 1982 entrera également en vigueur l'Impôt sur

1981-14 les revenus pétroliers supplémentaires (IRPS), prélevé sur les produits d'exploitation de l'ancien pétrole à un taux de 50 p. 100 des revenus pétroliers supplémentaires, qui se définissent comme la différence entre les prix du pétrole à la tête du puits établis dans le PEN et les prix obtenus dans les faits, diminuée des redevances de la Couronne. Une autre disposition du budget prévoit l'élimination graduelle de la déduction pour épuisement gagné appliquée aux frais d'exploration et de mise en valeur; elle cessera à la fin de 1983 sur les terres provinciales et à la fin de 1984 sur les terres du Canada. Par ailleurs, le Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), institué dans le cadre du PEN, doit offrir des mesures incitatives en faveur de l'exploration et de la mise en valeur. Le montant des paiements variera selon la région où se déroulent les activités et le taux de participation canadienne et de contrôle canadien de l'entreprise participante. La taxe d'accise sur les exportations de gaz naturel, fixée à 28 ¢/GJ le 1er février 1981, sera ramenée à zéro entre le 1er octobre 1981 et le 31 décembre 1986 dans le cas du gaz exporté des provinces, mais elle continuera de s'appliquer au taux initial dans le cas du gaz exporté des terres du Canada.

Document budgétaire sur le développement économique

Parmi les documents budgétaires que le ministre des Finances dépose à la Chambre des communes le 12 novembre, celui qui s'intitule « Le développement économique du Canada dans les années 1980 » expose la politique et les priorités du gouvernement du Canada en matière de développement économique national. Il souligne l'importance de l'énergie pour l'avenir économique du pays. Dans le cadre du plan financier annoncé dans le Budget, le gouvernement affecte plus de 42 G$ au développement économique en plus de 18,2 G$ à la mise en valeur de l'énergie entre 1981-1982 et 1985-1986. On considère alors que les progrès qui seront réalisés dans les domaines prioritaires que sont l'expansion industrielle, la mise en valeur des ressources, le transport, la promotion des exportations et les ressources humaines dépendront dans une large mesure de l'avancement des programmes et des projets énergétiques du PEN.

Négociations sur les ressources extracôtières - Terre-Neuve

Les négociations sur les ressources extracôtières se poursuivent avec la Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve. Le 2 novembre, le ministre d'EMR, s'adressant à la population terre-neuvienne par le truchement de la télévision, expose la proposition du gouvernement fédéral en vue de régler la question de la compétence sur les ressources extracôtières. Le gouvernement fédéral offre d'appliquer aux hydrocarbures extracôtiers le même traitement fiscal que celui qu'il applique aux ressources extraites sur la terre ferme; il en sera ainsi tant et aussi longtemps que Terre-Neuve n'aura pas atteint un niveau de richesse prédéterminé. Par la suite, on mettra en vigueur une nouvelle entente sur le partage des recettes, qui tiendra compte des responsabilités à long terme que le gouvernement fédéral exerce à l'échelle du pays. Les négociations se poursuivront, mais elles ne déboucheront sur un règlement qu'en février 1985, après l'élection d'un nouveau gouvernement sur la scène fédérale en septembre 1984.

Part de la Couronne dans les terres du Canada

En 1981, le gouvernement des États-Unis exprime ses préoccupations au sujet d'une disposition du Programme énergétique national (PEN) qui rend rétroactive l'application de la disposition de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada qui réserve à la Couronne une part de 25 p. 100 dans les droits pétroliers et gaziers accordés dans les terres du Canada. Cette question fait d'ailleurs l'objet d'un débat particulièrement animé en novembre, alors que le Parlement est saisi du projet de loi C-48. Le projet de loi recevra la sanction royale en décembre. Les Américains s'inquiètent surtout du caractère rétroactif de la part de la Couronne. Jusqu'à maintenant, le gouvernement faisait valoir le droit de la Couronne par anticipation; la part de la Couronne était déjà connue et établie au moment où étaient faites des découvertes importantes. Les investisseurs concernés avaient la possibilité de se soustraire à la part de la Couronne en payant des redevances plus élevées. Or, le gouvernement des États-Unis et les compagnies pétrolières internationales prétendent que la nouvelle loi change les règles du jeu en cours de route et va à l'encontre des attentes raisonnables qui se sont développées depuis plus de 20 ans dans l'esprit des investisseurs. En réponse aux préoccupations exprimées à cet égard, le gouvernement amende le projet de loi pour verser aux sociétés canadiennes et étrangères des paiements à titre gracieux qui couvrent 25 p. 100 des dépenses d'exploration. Cependant, les adversaires du projet de loi jugent que cette compensation est insuffisante, et la controverse se poursuivra jusqu'à ce que, en 1985, la disposition litigieuse soit retirée du nouveau projet de loi fédéral sur les hydrocarbures qui aura été déposé à la Chambre des communes en décembre de cette année-là. Du même coup, la règle du taux de participation canadienne de 50 p. 100 imposée par la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada sera remplacée par une « part canadienne » appliquée à la partie d'un projet où le taux

1981-15 de participation canadienne sera inférieur à 50 p. 100, afin de favoriser la vente à des entreprises publiques et privées appartenant à des intérêts canadiens.

Plans d'expansion de B.C. Hydro

En novembre, B.C. Hydro annonce son intention d'aménager deux des derniers cours d'eau sauvages de la province, les rivières Liard et Stikine. Ces centrales seront les derniers grands projets hydroélectriques de la Colombie-Britannique jusqu'à l'an 2000. On prévoit de dépenser 28 G$ dans les années 1980.

Annonce de la fermeture de la mine Beaverlodge par Eldorado Nucléaire

En décembre, Eldorado Nucléaire ltée annonce qu'elle fermera sa mine d'uranium Beaverlodge, à Uranium City, en Saskatchewan, le 30 juin 1982. Les coûts de production de l'uranium y sont les plus élevés au Canada, de l'ordre de 156 $CAN/kg U (60 $CAN/lb U308). L'entreprise met donc fin à cette exploitation minière à cause des coûts élevés, mais aussi en raison de la baisse soutenue de la teneur du minerai et de la chute des prix mondiaux de l'uranium. De plus, l'éloignement de la mine complique le problème du maintien en poste d'une main-d'œuvre qualifiée. Eldorado, société d'État fédérale, et le gouvernement de la Saskatchewan ont lancé un généreux programme pour limiter le plus possible l'impact économique et social de la fermeture de la mine. Cela n'a pas empêché la collectivité de connaître tous les problèmes normalement associés à la fermeture d'une ville minière.

Redevance d'indemnisation pétrolière et écart de prix

Le 16 décembre, le ministre d'EMR rend public un document de travail intitulé « Différenciation de la taxe d'indemnisation pétrolière selon la qualité du pétrole utilisé par les raffineurs canadiens ». La Redevance d'indemnisation pétrolière (RIP) est en fait une taxe au raffinage du pétrole brut prélevée au taux de 39,64 $/m3 (6,30 $/b) afin de financer les subventions aux importateurs de pétrole et de pouvoir appliquer les prix de référence au pétrole synthétique et au nouveau pétrole, en somme pour mettre en oeuvre le régime du prix pondéré. Le document de travail propose de faire varier le taux de la RIP en fonction de la qualité du brut intérieur auquel elle s'applique. Cette modulation du prix a pour but d'augmenter le prix des bruts légers de haute qualité et d'abaisser le prix des bruts lourds de faible qualité, afin d'inciter les raffineries à utiliser davantage de pétrole lourd, que le Canada possède en abondance, contribuant de ce fait à la sécurité d'approvisionnement. L'élargissement de l'écart de prix entre les bruts lourds et légers favoriserait également la transformation du brut lourd en pétrole synthétique, comme on l'envisage dans le projet de construction d'une usine de valorisation en Saskatchewan. On veut cependant que l'élargissement de l'écart de prix par le truchement de la RIP se fasse graduellement entre 1983 et 1986.

Coopératives - coentreprises pétrolières et gazières du gouvernement fédéral

Le 17 décembre, le ministre d'EMR et un représentant de l'association des coopératives financières et des coopératives de commercialisation signent un accord de principe qui permettra à ces établissements de participer à des coentreprises avec le gouvernement fédéral dans le secteur du pétrole et du gaz. Cette entente doit donner lieu à la création de trois nouvelles organisations qui permettront aux membres du système des coopératives de participer aux activités de l'industrie des hydrocarbures. Il s'agit de la Société coopérative de l'énergie (SCE), société de portefeuille, de la Société coopérative d'exploration et de développement (SCED) et du Fonds coopératif d'investissements énergétiques (FCIE), fonds en fiducie. Le gouvernement fédéral prévoit de mettre à la disposition de l'industrie pétrolière une somme de 100 M$ en contrepartie des investissements générés par les coopératives au cours des cinq prochaines années. Les fonds fédéraux seront placés dans la SCE, qui les investira à son tour dans la SCED et le FCIE. La SCED cherchera à obtenir des investissements supplémentaires par une offre publique d'actions, tandis que les administrateurs du FCIE offriront des blocs d'actions au public par l'entremise des caisses d'épargne et de crédit. Des organisations de tout le Canada participeront aux coentreprises.

Loi sur le pétrole et le gaz du Canada

Le projet de loi C-48 - Loi réglementant les droits relatifs au pétrole et au gaz sur les terres du Canada et modifiant la Loi sur la production et la conservation du pétrole et du gaz, déposé en première lecture à la Chambre des communes le 9 décembre 1980, a été soumis à un examen approfondi en 1981. Finalement approuvée par le Parlement, la loi recevra la sanction royale le 18 décembre 1981et sera promulguée le 5 mars 1982. Elle donne corps au volet législatif du Programme énergétique national (PEN), qui établit un nouveau régime de gestion des ressources pétrolières et gazières au Yukon et dans les Territoires du Nord-Ouest de même qu'au large des côtes canadiennes, en somme dans toutes les terres du Canada, qui couvrent au total un territoire presque deux fois aussi étendu que la superficie des 10 provinces réunies. La Loi sur le pétrole et le gaz du Canada remplace la Loi sur les terres territoriales et la Loi sur les concessions de

1981-16 terres publiques pour tout ce qui concerne l'aliénation et la gestion des droits pétroliers et gaziers. Elle modifie également la Loi sur la production et la conservation du pétrole et du gaz, dont elle renforce les dispositions concernant la surveillance et le contrôle des activités pétrolières et gazières dans les terres domaniales (régions pionnières), afin d'accentuer la sécurité et la prévention de la pollution. Elle vise à augmenter la participation canadienne dans l'industrie des hydrocarbures et à stimuler la recherche et la mise en valeur du pétrole et du gaz dans les régions pionnières. Aux termes de la Loi, une entreprise doit avoir un taux de participation canadienne d'au moins 50 p. 100 avant d'entreprendre des activités de production dans les terres du Canada, elle doit réserver au gouvernement fédéral une part de 25 p. 100 dans les découvertes de pétrole et de gaz réalisées dans les terres du Canada et elle doit recourir autant que possible à des biens et services canadiens. La Loi institue un régime de redevances comprenant une Redevance additionnelle progressive (RAP), dans lequel le montant des redevances est proportionné à la rentabilité des champs en production. Elle est vertement critiquée par l'industrie, qui dénonce plus particulièrement la part de la Couronne de 25 p. 100, qu'elle considère comme un « intérêt passif » , ou la clause de rétrocession à Petro-Canada.

Évaluation des ressources en uranium

En décembre, EMR publie son rapport annuel sur les ressources et les besoins en uranium. « L'uranium au Canada : évaluation en 1980 de l'offre et des besoins », qui rend compte des résultats d'une étude effectuée par le Groupe d'évaluation des ressources en uranium (GERU), constate que les ressources totales en uranium - mesurées, indiquées et inférées - se chiffraient à 573 000 t à la fin de 1980; c'est 2 p. 100 de moins que le résultat de 1979. Il prévoit en outre que le Canada aura besoin d'un peu plus de 10 p. 100 de cet uranium au cours des 30 prochaines années pour alimenter les 15 000 MW de centrales nucléaires qui sont en service en 1981 ou qui doivent le devenir d'ici 1991. Environ 60 p. 100 des ressources déclarées se trouvent dans les régions d'Elliot Lake et du lac Agnew, en Ontario, tandis que les ressources restantes d'intérêt économique sont situées en majeure partie dans le nord de la Saskatchewan. Parmi les 600 M$ d'uranium que les producteurs canadiens ont expédiés en 1980, environ 80 p. 100 ont été vendus à l'étranger. Les principaux clients du Canada sont, dans l'ordre, le Japon, les États-Unis et l'Allemagne de l'Ouest.

Hausses du prix du brut - application du PRNP aux sables bitumineux

Le 30 décembre, le gouvernement annonce une hausse du prix du brut, conformément aux ententes sur la tarification et la taxation des ressources énergétiques qu'il a conclues en septembre et en octobre avec les provinces productrices de pétrole. Le 1er janvier 1982, le prix moyen à la tête du puits de l'ancien pétrole classique (découvert avant le 1er janvier 1981) augmentera de 14,15 $/m3 (2,25 $/b). Cette hausse se répercutera sur le prix à la consommation 60 jours plus tard, soit le 2 mars 1982. Par ailleurs, le 1er janvier 1982, le nouveau brut classique et le pétrole synthétique produit à partir des sables bitumineux de Syncrude et Suncor recevront le Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP).

Projets d'énergies renouvelables

En décembre, le gouvernement fédéral a consacré en 1981 plus de 100 M$ à des projets de recherche, de développement et de démonstration dans le domaine des énergies renouvelables (autres que l'hydroélectricité de grande puissance). En 1980, il s'était fixé comme objectif de faire en sorte que les énergies renouvelables répondent à environ 6 p. 100 de la demande totale d'énergie en 1990, et 10 p. 100 à la fin du siècle. Au Canada, environ 32 p. 100 des besoins en énergie sont constitués de chaleur à faible température (au-dessous de 100°C), dont une partie, qui sert essentiellement au chauffage de l'eau et des locaux, peut être fournie par l'énergie solaire. Certaines initiatives du gouvernement favorisent le développement des technologies des énergies renouvelables, solaires et autres, comme les programmes de remplacement du pétrole, l'augmentation des activités de R-D du Conseil national de recherches du Canada ainsi que les démonstrations technologiques réalisées dans le cadre des ententes fédérales-provinciales administrées par EMR.

Projets d'économies d'énergie - ADEEER, PCVRE, PIEEA

Les données disponibles en décembre montrent que des Accords fédéraux-provinciaux de démonstration des économies d'énergie et des énergies renouvelables (ADEEER) ont été signés avec la plupart des provinces. Le programme des ADEEER apporte une aide financière à l'industrie, en couvrant une partie des coûts approuvés de la première utilisation commerciale de technologies éconergétiques éprouvées. Financé conjointement par les gouvernements fédéral et provincial, il est administré par les provinces. À la fin de 1981, le gouvernement fédéral a versé 18,6 M$ et les provinces 13,4 M$ pour financer 210 projets. Lancé en 1981, le Programme canadien de vérification du rendement énergétique (PCVRE) finance des services d'éducation et

1981-17 de consultation. Il comporte également une version améliorée du programme Énergiebus, dans le cadre duquel des spécialistes se sont rendus en 1981 dans 5 500 établissements industriels où ils ont examiné des dépenses énergétiques de 140 M$ et cerné des possibilités d'économies d'énergie d'une valeur de 27 M$. Doté d'un budget de 40 M$ sur trois ans, le PCVRE est régi par des ententes fédérales-provinciales de partage des coûts, en vertu desquelles les provinces fournissent 20 p. 100 du financement. Finalement, dans le cadre du Programme d'investissement dans les économies d'énergie dans les provinces de l'Atlantique (PIEEA), institué en septembre, des subventions couvrant jusqu'à 50 p. 100 des coûts en capital des projets admissibles d'économies d'énergie doivent être versées à des entreprises et à des établissements privés qui remplissent les conditions requises, dans la région de l'Atlantique.

Programmes de répartition de l'ORAE

En décembre, l'Office de répartition des approvisionnements en énergie (ORAE) a dressé les plans d'un programme de répartition obligatoire du pétrole brut et des produits pétroliers. Il a aussi élaboré un plan de rationnement de l'essence et commencé à travailler à un programme de rationnement du carburant diesel au niveau de la vente au détail.

Survol des activités de 1981 dans le cadre du PEN

Les données disponibles en décembre montrent que plusieurs mesures ont été prises en 1981 pour atteindre les trois principaux objectifs du PEN : sécurité d'approvisionnement, augmentation de la participation des Canadiens dans l'industrie pétrolière et gazière, et partage plus équitable des recettes pétrolières. À la fin de l'année, la plupart de ces initiatives ne font que commencer. Tarification et taxation incitatives : ententes entre le gouvernement fédéral et les trois provinces de l'Ouest, programmes d'expansion des marchés du gaz, autres mesures fiscales comme la Redevance d'indemnisation pétrolière (RIP), l'Impôt sur les revenus pétroliers (IRP), la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (TGNLGN), l'Impôt sur les revenus pétroliers supplémentaires (IRPS) et l'application d'un différentiel de prix pour stimuler l'utilisation des ressources en pétrole lourd. Approvisionnement énergétique : Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), négociations sur les ressources extracôtières, approbation de la construction de pipelines et projets d'approvisionnement en charbon. Mesures de substitution pétrolière : Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP) et Programme de subventions aux services publics pour le remplacement du pétrole. Mesures d'économies d'énergie destinées à des secteurs industriels, au bâtiment, au transport et aux propriétés fédérales; programmes fédéraux-provinciaux; établissement de bureaux d'économies d'énergie du gouvernement fédéral à travers le Canada; expansion de certains programmes, comme le Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes (PITRC) lancé en 1977. Recherche-développement énergétique, dont une plus grande partie du budget est consacrée aux économies d'énergie et à la mise en valeur des sources d'énergie de remplacement. Mesures législatives : projet de loi sur la sécurité énergétique, pour donner un fondement législatif à plusieurs initiatives du PEN, et adoption de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada. Mesures de canadianisation enchâssées dans la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada, dans le PESP et dans le Programme relatif au taux de participation canadienne; pouvoirs de l'Agence d'examen de l'investissement étranger (AEIE); acquisitions d'entreprises par Petro-Canada, notamment l'acquisition de Petrofina financée par le Prélèvement spécial de canadianisation (PSC); et les enquêtes de l'Agence de surveillance du secteur pétrolier au sujet du contenu canadien. Dès la fin de 1981, alors que la situation des prix et les autres conditions qui avaient existé en 1979 et en 1980 montrent des signes de changements, les nombreuses mesures de tarification et de taxation incitatives mises en oeuvre dans le cadre du PEN en prévision d'une éventuelle flambée des prix et d'une crise d'approvisionnement, ainsi que les difficultés qui en résultent sur le plan du partage des revenus et des coûts, commencent à paraître extrêmement complexes, sans rapport avec les réalités du marché et parfois en contradiction les unes avec les autres. Malgré tout, la réponse de la population au PEN demeure positive. Un sondage Gallup réalisé en décembre indique que 65 p. 100 des Canadiens seraient en faveur d'une canadianisation accélérée et de l'imposition d'un taux de participation canadienne de 75 p. 100 d'ici 1985.

1982-1 L'ANNÉE 1982

Prix du gaz naturel à l'est de Toronto

Le 13 janvier, suite à la signature de l'Entente entre le gouvernement du Canada et le gouvernement de l'Alberta sur la fixation des prix et la taxation des ressources énergétiques en date du 1er septembre 1981et à la lumière des recommandations de l'Office national de l'énergie (ONE), le gouvernement annonce une politique de tarification du gaz naturel. Cette nouvelle politique, qui doit entrer en vigueur le 1er novembre 1982, remplace la déclaration de principe du 1er avril 1981 et, aux fins de la fixation du prix du gaz, elle étend la zone tarifaire de l'Est de TransCanada Pipelines (TCPL) aux régions du Québec et des Maritimes qui doivent être desservies par Gazoduc Trans Québec & Maritimes (TQM). Les prix au point de livraison sur les marchés à l'est de Toronto seront identiques au prix pratiqué à Toronto pour le même type de source de gaz naturel. Le régime de tarification à long terme repose sur le principe selon lequel le produit de la vente de gaz naturel sur le marché intérieur perçu par TCPL et TQM sera égal au coût du gaz à la frontière de l'Alberta, augmenté des droits de transport autorisés par l'ONE. Le prix à la frontière de l'Alberta sur les marchés à l'est de l'Alberta sera établi selon les modalités de l'entente du 1er septembre 1981; il sera majoré tous les 1er février et 1er août; il passera ainsi de 1,701 $/GJ le 1er novembre 1981 à 4,03 $/GJ le 1er août 1986. La Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (TGNLGN) sera également rajustée tous les 1er février et 1er août, de sorte que le prix de gros du gaz naturel à Toronto (le prix au point de livraison augmenté de la TGNLGN et du Prélèvement spécial de canadianisation - PSC) équivaudra à environ 65 p. 100 du prix du brut à Toronto. (Le 1er février 1982, la TGNLGN sera de 63 ¢/GJ et le PSC, de 14 ¢/GJ). Afin d'accélérer l'expansion des marchés du gaz naturel au Québec et dans les Maritimes, le gouvernement prescrira les prix conformément à ce barème à compter du 1er novembre 1982 et, pendant les trois premières années de chaque contrat, le prix sera égal au prix correspondant à un coefficient d'utilisation de 100 p. 100, peu importe le rendement réel du distributeur.

Programme de démonstration du gaz naturel comprimé

Le 22 janvier, le gouvernement fédéral annonce le lancement d'un nouveau programme de démonstration destiné à évaluer, sur les plans commercial, technique et réglementaire, la possibilité de faire fonctionner des véhicules au gaz naturel comprimé. Ce programme doit promouvoir la mise en valeur du gaz naturel comme carburant de remplacement, à l'image d'autres initiatives telles que le Programme de subventions pour les véhicules au propane, qui vise à mettre en circulation 100 000 véhicules mus par le propane d'ici à 1985. Il a deux volets. Il comporte d'abord un programme général de démonstration des véhicules à gaz naturel comprimé conçu pour de petites flottes ou des véhicules individuels; chaque participant reçoit une contribution imposable de 600 $ par véhicule et doit, en contrepartie, fournir des données sur les coûts et partager son expérience. L'autre volet s'intéresse aux grands parcs de véhicules, comme les taxis, les autobus scolaires et les véhicules légers commerciaux.

Déduction pour puits peu productif

En janvier, le gouvernement fédéral annonce que, le 1er janvier, il instaurera une aide fiscale spéciale qui va soustraire les puits produisant moins de 20 b/j à l'Impôt sur les revenus pétroliers supplémentaires (IRPS). Plus de 10 000 puits seront admissibles à cette mesure qui se traduira par 150 M$ de crédits d'impôt jusqu'en 1986.

Financement de Dome Petroleum En 1982, la question du financement de Dome prend une dimension nationale et continuera

d'ailleurs d'attirer l'attention jusqu'à la fin des années 1980. En janvier, Dome annonce qu'elle a obtenu un prêt de 1,7 G$ US (2,1 G$ CAN) d'un consortium de 25 banques dirigé par la Citibank N.A. de New York; cet argent doit lui servir à racheter les actions privilégiées rachetables sur trois ans qui doivent être échangées pour des actions ordinaires de Hudson's Bay Oil and Gas Co. Ltd. (HBOG). Les actionnaires minoritaires de HBOG ont voté en faveur d'une proposition que Dome leur a faite d'échanger des actions privilégiées d'une filiale de Dome (Dome Resources Ltd.) pour les actions ordinaires de HBOG que Dome ne détient pas déjà (47 p. 100). Une fois la prise de contrôle effectuée, Dome sera la première entreprise pétrolière et gazière du Canada par la valeur comptable des actifs. Une fois HBOG absorbée, Dome se classera au deuxième rang du point de vue des revenus en amont, et au sixième rang du point de vue des revenus totaux. Dome a créé Dome Resources lorsqu'elle s'est portée acquéreur des actions de HBOG détenues par les actionnaires minoritaires. Elle a remis aux actionnaires de HBOG une action privilégiée rachetable de Dome Resources en échange de chacune de leurs actions, et s'est engagée à racheter toutes les actions de Dome Resources à 57,50 $ l'unité d'ici décembre 1984. Pour faire

1982-2 honneur à cet engagement, Dome s'est servie du prêt de 2,1 G$ qui lui avait été consenti et détenu l'argent en fiducie pour racheter les 36 millions d'actions de Dome Resources encore en circulation. Au milieu de 1982, les problèmes financiers de Dome se seront aggravés (voir aussi les événements de juin).

Prévisions d'Ontario Hydro concernant l'apport de l'énergie nucléaire

Dans une communication écrite faite en janvier, le président d'Ontario Hydro prévoit que, dans 10 ans (1992), l'énergie nucléaire comblera entre 60 et 70 p. 100 des besoins en électricité de la province. « Ce résultat est tout à fait conforme à la politique énergétique du gouvernement provincial, qui vise à nous affranchir du pétrole, affirme-t-il. Étant donné que l'Ontario puise les trois quarts de son énergie (du pétrole et du gaz naturel en majeure partie) à l'extérieur de la province, les secteurs commercial et industriel sont à la merci des hausses de prix décrétées à l'échelle internationale. Le prix mondial du pétrole est largement dicté par les décisions de l'OPEP, et les prix canadiens sont constamment soumis aux pressions à la hausse exercées par ce cartel. La population de l'Ontario et du Canada doit s'affranchir du pétrole, parce qu'il est trop coûteux. ».

Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP)

Le pétrole brut découvert à partir du 1er janvier et le pétrole extrait dans le cadre de certains projets expérimentaux de récupération assistée deviennent admissibles à une prime sous le régime du Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP). Dans l'entente du 1er septembre 1981 entre le gouvernement du Canada et le gouvernement de l'Alberta, et dans les accords conclus par la suite avec les autres provinces productrices, les parties ont distingué une nouvelle catégorie de pétrole et convenu d'appliquer le PRNP au pétrole extrait des nouvelles sources, sans toutefois dépasser les prix internationaux. Le régime sera élargi en mars, et la Mise à jour 1982 du PEN annoncera d'autres primes (voir aussi les événements de mai).

Désastre marin de l'Ocean Ranger

Le 15 février, l'Ocean Ranger, plate-forme de forage semi-submersible, sombre dans une tempête à 175 milles marins à l'est de St. John's, Terre-Neuve, faisant 84 victimes. Le 26 février, le gouvernement fédéral et le gouvernement de Terre-Neuve annoncent qu'ils ont constitué une commission mixte chargée d'enquêter sur les circonstances entourant le naufrage de la plate-forme. La garde côtière américaine, responsable de l'inspection de sécurité des plates-formes immatriculées aux États-Unis, lance également une enquête. Les six hommes qui forment la commission d'enquête fédérale-provinciale, dont le mandat sera annoncé le 18 mars, auront carte blanche pour faire rapport sur les actes posés par le propriétaire, l'exploitant ou les entrepreneurs de l'Ocean Ranger, et pour formuler des observations sur les interventions de recherche et de sauvetage venant de Terre-Neuve et d'ailleurs.

Négociations entre Ottawa et Terre-Neuve au sujet des ressources extracôtières

Les négociations qui se tiennent depuis un certain nombre d'années entre le gouvernement fédéral et Terre-Neuve sur la question controversée des droits de propriété et de la compétence sur les ressources extracôtières sont dans une impasse et, en février, le gouvernement provincial annonce qu'il en référera à la Cour supérieur de Terre-Neuve. En février 1983, la Cour d'appel provinciale donnera raison au gouvernement fédéral.

Mesures fiscales du PEN Le 23 février, le gouvernement fédéral dépose une motion de voies et moyens qui introduit une

série de taxes en prévision de l'adoption d'une loi destinée à mettre en oeuvre un large éventail de mesures contenues dans le Programme énergétique national, tel qu'annoncé en octobre 1980. La motion prévoit des mesures fiscales concernant la Redevance d'exportation pétrolière, la Redevance de recouvrement en matière de carburant de soute, la Redevance d'indemnisation pétrolière, le Prélèvement spécial de canadianisation et la Redevance d'indemnisation spéciale.

Dépôt du projet de loi sur la sécurité énergétique de 1982 pour la mise en oeuvre du PEN - la sonnerie d'appel retentit du 2 au 17 mars au Parlement

Le 26 février, le gouvernement fédéral dépose le projet de loi C-94 - Loi sur la sécurité énergétique de 1982, afin de mettre en oeuvre les principaux volets du Programme énergétique national. Par le biais de ce projet de loi, le gouvernement a l'intention de créer quatre nouvelles lois : la Loi sur le Programme d'encouragement du secteur pétrolier, la Loi sur la détermination de la participation et du contrôle canadiens, la Loi sur la surveillance pétrolière et la Loi sur les normes de consommation de carburant des véhicules automobiles. En outre, le projet de loi modifie la Loi sur l'administration du pétrole, la Loi sur l'Office national de l'énergie, la Loi sur Petro-Canada, la Loi canadienne sur les sociétés par actions, la Loi d'urgence de 1979 sur les approvisionnements d'énergie et la Loi sur l'économie de pétrole et le remplacement du mazout. Il apporte également deux modifications techniques à la Loi sur l'examen de l'investissement étranger. Une rédaction préliminaire a été diffusée le 22 juin 1981 pour permettre aux intéressés d'en prendre connaissance et de formuler leurs commentaires, puis on l'a modifiée après avoir

1982-3 consulté l'industrie, les établissements financiers et les gouvernements provinciaux. Le 1er mars, l'Opposition officielle dépose une motion pour morceler le projet de loi C-94, en raison de la très grande complexité de ce projet de loi omnibus. Le 2 mars, le président de la Chambre rejette cette proposition, ce qui amène les députés du Parti progressiste-conservateur à demander un vote d'ajournement qu'ils finiront par boycotter. Les activités de la Chambre des communes ne reprendront que le 17 mars, lorsque le Parlement sera reconvoqué pour voter sur la motion d'ajournement du 2 mars. À la suite de négociations qui s'amorcent immédiatement après le vote, le gouvernement annonce le 22 mars son intention de déposer, au plus tard le 8 avril, huit projets de loi dont le sort devra se régler au plus tard le 30 juin 1982 (voir aussi les événements d'avril).

Le gazoduc de la route de l'Alaska compromis

Début février, cinq États, 24 congressistes et plusieurs groupes de consommateurs des États-Unis contestent devant les tribunaux les ententes financières conclues pour le projet de gazoduc de la route de l'Alaska, qui doit coûter 40 G$. Ce geste risque fort de retarder voire d'annuler carrément le projet. Les contestataires allèguent que l'offre de compromis que le Congrès vient d'adopter exposera les consommateurs de 36 États aux coûts de financement d'un mégaprojet pipelinier dont on risque de ne pas voir la fin. En avril, les parrains du projet et les producteurs concernés décideront de reporter le projet en raison des difficultés financières qu'ils éprouvent, des taux d'intérêt élevés et du fléchissement des prix mondiaux du pétrole et du gaz. Le projet, qui devait à l'origine se terminer en 1983, semble suspendu indéfiniment. Entre-temps, la section ouest du tronçon préalable, qui doit servir à acheminer le gaz de l'Alberta sur les marchés américains, a été achevée, tandis que la section Est doit l'être en septembre 1982. À la fin des années 1980, les efforts pour financer le réseau de transport de la route de l'Alaska qui doit acheminer le gaz de Prudhoe Bay par le nord de l'Alaska n'auront encore produit aucun résultat.

Entente Canada- Nouvelle-Écosse sur le pétrole et le gaz extracôtiers

Le 2 mars, on annonce la signature de l'Accord entre le Canada et la Nouvelle-Écosse sur la gestion des ressources pétrolières et gazières situées au large des côtes et sur le partage des recettes. Cette entente prévoit la création de l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, qui aura pour mandat de gérer les ressources pétrolières et gazières extracôtières. L'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC), pour sa part, doit administrer les activités réalisées au large des côtes dans le secteur des hydrocarbures. Aux termes de l'Accord, la Nouvelle-Écosse recevra au début la totalité des recettes de l'exploitation des ressources de type provincial et des recettes supplémentaires équivalant à la redevance de base de 10 p. 100 sur les revenus bruts de la production, la redevance additionnelle progressive dont le taux peut atteindre 40 p. 100 des revenus nets, un impôt provincial sur les sociétés et une taxe de vente au détail appliquée dans la région extracôtière, des primes, des loyers et des droits de permis en sus des coûts administratifs, ainsi que l'Impôt (fédéral) sur les revenus pétroliers (IRP) prélevé à un taux réel de 12 p. 100. La Nouvelle-Écosse percevra tous ces revenus tant et aussi longtemps que sa capacité fiscale et économique n'aura pas dépassé la moyenne nationale, après quoi les recettes seront partagées avec le gouvernement fédéral. L'entente sera mise en oeuvre au moyen d'une loi adoptée par le Parlement et par l'assemblée législative de la Nouvelle-Écosse, et demeurera en vigueur peu importe la décision que prendront les tribunaux au sujet des droits de propriété sur les ressources extracôtières. La Nouvelle-Écosse obtient ainsi la plus grande part des recettes publiques, tandis que le gouvernement fédéral, qui est majoritaire au sein de l'Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, a le dernier mot en ce qui concerne la gestion des ressources extracôtières. L'Accord vise à accroître la sécurité énergétique et la prospérité économique à la faveur de l'exploitation des ressources pétrolières et gazières au large de la Nouvelle-Écosse, en instituant un système de prix et un régime fiscal qui, espère-t-on, stimuleront et rentabiliseront la recherche et la mise en valeur des hydrocarbures extracôtiers.

Élargissement du champ d'application du PRNP

Le 2 mars, le gouvernement fédéral et le gouvernement de l'Alberta annoncent que le Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP) sera étendu aux nouveaux pentanes et composés plus lourds découverts ou produits en quantités appréciables après le 31 décembre 1980. Cette mesure entrera en vigueur le 1er avril 1982. Le bitume brut et le pétrole lourd récupérés dans la plupart des exploitations expérimentales de sables bitumineux et de pétrole lourd classique deviendront également admissibles au PRNP le 1er avril, de même que le brut classique produit à l'aide d'unités de forage d'écartement installées dans les champs de pétrole lourd de l'Alberta. Le gouvernement élargit le champ d'application de cette mesure incitative afin de stimuler l'utilisation plus efficace des ressources.

1982-4 Recul des prix du pétrole : signal d'un changement de conditions économiques

En mars, les prix au comptant sur le marché international du pétrole tombent sous la barre des cours officiels, pour la première fois depuis 1973. Si le prix officiel du brut léger d'Arabie saoudite se maintient à 34,00 $/b, le prix au comptant passe de 34 $ à la mi-janvier 1982 à 28,10 $ à la mi-mars. Sur fond de récession économique, les prix mondiaux sont en baisse, et des surplus de pétrole s'accumulent. Dans l'industrie pétrolière canadienne, les investissements sont au point mort; les entreprises continuent de déplacer les installations de forage vers les États-Unis, et les mégaprojets de Cold Lake et d'Alsands ont été annulés. Cette situation amène l'Alberta et le gouvernement fédéral à prendre certaines mesures palliatives en avril et en mai; le gouvernement albertain met sur pied un programme de réductions de redevances et de subventions spéciales, tandis que le gouvernement fédéral publie la Mise à jour 1982 du Programme énergétique national.

Loi sur le pétrole et le gaz du Canada

Le 5 mars, la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada est proclamée. Elle constitue le volet législatif du Programme énergétique national; elle établit un nouveau régime de gestion de la mise en valeur des ressources pétrolières et gazières sur les terres du Canada. Elle vise à favoriser un accroissement de la participation à la recherche et à la mise en valeur des ressources en hydrocarbures dans le Nord et au large des côtes. Elle donne au gouvernement une plus grande influence sur le rythme des travaux d'exploration et d'exploitation. Comme nous le relatons ci-dessous, la disposition concernant la part de la Couronne (article 27) continue de faire l'objet de vives critiques de la part des entreprises étrangères et de leurs gouvernements.

Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), démarrage des programmes DPCC et PREC, - controverse entourant la part de la Couronne de 25 p. 100

Le 9 mars, le ministre d'EMR annonce le démarrage conditionnel du Programme de détermination de la participation et du contrôle canadiens (DPCC) et du Programme relatif à l'état de contrôle (PREC), de même que la mise en oeuvre également conditionnelle, le 19 avril 1982, du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP). La loi à cet effet n'est toujours pas adoptée, et environ 940 M$ de paiements PESP ont été mis de côté à l'intention de l'industrie des hydrocarbures entre le 1er janvier 1981 et le 31 mars 1982. Ces trois programmes sont considérés comme des piliers du Programme énergétique national (PEN) et jugés essentiels pour parvenir d'ici 1990 à un taux de participation canadienne de 50 p. 100 dans l'industrie pétrolière et à l'autosuffisance pétrolière. Le montant des paiements incitatifs versés au titre du PEN est déterminé en fonction du taux de participation canadienne (TPC) et de l'état de contrôle (EC) des entreprises, de la nature de leurs dépenses et du lieu de leurs activités (sur les terres du Canada ou dans les provinces); il est limité à 80 p. 100 des dépenses d'exploration. En outre, toutes les entreprises, qu'elles soient ou non sous contrôle canadien, auront droit à des paiements couvrant 25 p. 100 des coûts d'exploration admissibles sur les terres du Canada, pour tenir compte du fait que le gouvernement fédéral se réserve une part de la Couronne de 25 p. 100 dans les droits d'exploration détenus sur les terres du Canada. Cette part de la Couronne de 25 p. 100, du reste, demeure une question très controversée; elle est vertement dénoncée par l'industrie internationale et certains gouvernements étrangers, et ce en dépit du fait que le gouvernement fédéral ne peut faire valoir son droit avant l'étape de la production et qu'il paie tous les coûts de production associés à la part de la Couronne. Même s'il est clair en droit canadien que le gouvernement n'est pas tenu, en vertu de la Constitution, de verser une compensation pour des droits expropriés tant et aussi longtemps que la loi pertinente autorise clairement et sans ambiguïté une prise de contrôle sans compensation, la question soulevée est de savoir si l'indemnisation consentie respecte les normes établies par la communauté internationale dans des cas de ce genre. Durant le débat, d'aucuns font valoir que les sociétés sous contrôle étranger qui ont constitué des filiales canadiennes afin d'exploiter les ressources énergétiques devraient être réputées avoir reconnu entièrement la compétence des autorités canadiennes. Elles ne devraient pas se placer sous la protection d'un autre État lorsqu'elles sont écartées par la politique canadienne.

Programme d'expansion des réseaux de distribution (PERD), mesure importante pour remplacer le pétrole

En mars est lancé le Programme d'expansion des réseaux de distribution (PERD), qui doit durer cinq ans. Cette initiative aidera les entreprises de gaz à étendre leurs réseaux de distribution aux marchés desservis par le pétrole. Les entreprises pourront obtenir une aide pour financer des projets qu'elles n'ont pas les moyens de réaliser seules. On cherchera à réduire la consommation de pétrole dans les secteurs résidentiel, commercial et industriel, chaque fois que du gaz sera disponible et que le gouvernement n'aura pas encore réussi à limiter la part du pétrole à 10 p. 100 de la consommation d'énergie totale. Au cours de la première année, en 1982-1983, plus de 350 projets seront approuvés, pour des contributions fédérales de l'ordre de 40 M$. Ces projets

1982-5 permettront à 35 000 nouveaux clients d'avoir accès à un service de gaz naturel dans les provinces participantes, à savoir la Colombie-Britannique, la Saskatchewan, le Manitoba, l'Ontario et le Québec. Le PERD a deux grands volets : un concours annuel pour les grands projets d'expansion et des subventions destinées à encourager l'expansion des réseaux de gaz dans les régions où il existe déjà un service de gaz. Les distributeurs de gaz qui participent au concours soumettent à EMR des propositions de projets impliquant des coûts en capital d'au moins 100 000 $; le choix des gagnants repose principalement sur une analyse coût-efficacité des projets de remplacement du pétrole. Au titre du programme de financement incitatif, on considère les projets dont les coûts en capital ne dépassent pas 25 000 $ et qui permettent de remplacer le pétrole avec un bon rapport coût-efficacité.

Programme d'incitation à l'expansion des marchés (PIEM) pour financer le PERD, le PACG et le PACI

Au moment du lancement du PERD, en mars, les fonds proviennent de deux sources : crédits parlementaires et paiements effectués par le gouvernement de l'Alberta au titre du Programme d'incitation à l'expansion des marchés (PIEM). Celui-ci a été créé dans le cadre de l'Entente entre le gouvernement du Canada et le gouvernement de l'Alberta sur la fixation des prix et la taxation des ressources énergétiques conclue en septembre 1981, et du protocole d'entente au sujet de l'établissement des prix du gaz et de paiements d'incitation à l'expansion des marchés, que les deux gouvernements ont conclu par la suite, en novembre 1981. Il finance en partie plusieurs programmes administrés par le gouvernement fédéral, dont le PERD visant à élargir les marchés du gaz à l'est de l'Alberta, le Programme d'aide à la commercialisation du gaz (PACG) qui aide les distributeurs du Québec à augmenter les ventes de gaz dans de nouvelles zones visées par une franchise, ainsi que le Programme d'aide à la conversion industrielle (PACI), d'une valeur de 25 M$, qui vise à promouvoir l'utilisation du mazout lourd.

1,6 million de nouvelles maisons admissibles au PITRC

Le 23 mars, le gouvernement fédéral annonce que, à compter du 1er avril, 1,6 million de maisons supplémentaires deviendront admissibles à des subventions au titre du Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes (PITRC), à la grandeur du Canada. Dans la plupart des provinces, la date d'admissibilité passe du 1er janvier 1961 au 1er janvier 1971. Le PITRC fournit des subventions dont le montant peut atteindre 500 $ pour améliorer l'isolation des maisons de trois étages ou moins. Déjà, 447 M$ ont été dépensés dans le cadre de ce programme depuis 1977. Les coûts du programme pour 1982-1983 sont estimés à 280 M$. Le PITRC a pour objectif de réduire la consommation d'énergie des maisons de 30 p. 100 grâce à une meilleure isolation, et d'assurer la réfection de 70 p. 100 du parc domiciliaire canadien d'ici 1987. Le montant des paiements est établi de la façon suivante : une subvention imposable pouvant aller jusqu'à 350 $, qui sert à couvrir le coût des matériaux approuvés, plus le tiers des coûts de la main-d'œuvre nécessaire à l'installation de l'isolant, jusqu'à concurrence de 150 $.

Différend entre Québec et Terre-Neuve au sujet de la centrale de Churchill Falls

En mars, la Cour d'appel de Terre-Neuve donne raison au gouvernement de Terre-Neuve, qui a adopté la Water Rights Reversion Act et abrogé les concessions initialement accordées pour la centrale de Churchill Falls. Ce jugement permettra à la province de briser le contrat de 65 ans que la Churchill Falls (Labrador) Corporation a conclu avec Hydro-Québec en 1969 (voir aussi les événements de décembre 1980 en rapport avec le différend entre Terre-Neuve et le Québec). L'affaire sera ensuite portée devant la Cour suprême du Canada. Le gouvernement du Québec fait savoir qu'il est disposé à négocier une entente qui dédommagerait Terre-Neuve d'une partie de l'argent que la province prétend avoir perdu à cause du contrat de 1969. Cependant, la réouverture du contrat dépendra de l'issue de pourparlers éventuels concernant une entente qui autoriserait le Québec à aménager d'autres sites hydroélectriques du Labrador. Or, Terre-Neuve n'est pas disposée à engager des discussions en ce sens.

Gestion des déchets radioactifs - CCEA

En mars, la Commission de contrôle de l'énergie atomique (CCEA) écarte toute possibilité de choisir un site pour enfouir des déchets très radioactifs dans des formations rocheuses tant et aussi longtemps que ce concept n'aura pas fait l'objet d'une étude approfondie. La CCEA désire obtenir l'assurance qu'une fois l'aire de stockage fermée et scellée, les doses de rayonnement reçues par le public ne dépasseront pas un faible pourcentage des doses attribuables à des causes naturelles. Énergie atomique du Canada ltée s'emploie actuellement à étudier les possibilités d'enfouissement de déchets radioactifs dans le sous-sol.

Plaintes de l'Alberta au sujet de la capacité inutilisée

En mars, le gouvernement de l'Alberta continue de dénoncer les subventions fédérales à l'importation de pétrole, qu'il estime responsables du sérieux problème de sous-utilisation de la capacité des champs de pétrole. Le gouvernement fédéral attribue plutôt la baisse de la production à la chute de la demande d'essence, à l'abondance des stocks de pétrole brut et aux

1982-6 contrats d'importation à long terme que certains raffineurs de l'Est canadien ont dû passer après que le gouvernement de l'Alberta eût réduit sa production de pétrole, entre mars et septembre 1981, en guise de représailles contre le PEN.

Rapport sur l'énergie marémotrice de la baie de Fundy

En mars, est déposé le rapport d'une nouvelle étude sur l'énergie marémotrice de la baie de Fundy, établi par la Nova Scotia Power Corp. et la Tidal Power Corp. de la Nouvelle-Écosse, avec l'appui du gouvernement fédéral. Les auteurs concluent qu'une centrale de 4 684 MW réalisée au coût de 6 G$ (de 1981) pourrait être économiquement viable. Cependant, pour être en mesure de mener le projet à terme et d'en assurer le financement, il faudra des permis et des contrats d'exportation irrévocables à long terme. La rentabilité du projet exigera l'exportation d'environ 90 p. 100 de l'électricité.

PEN - Initiatives spéciales pour les provinces de l'Atlantique, y compris le consortium Scotia Coal Synfuels

En mars, des progrès considérables ont été faits sur le front des Initiatives spéciales prévues pour les provinces de l'Atlantique, qui ont été lancées dans le cadre du PEN annoncé en octobre 1980. Ces initiatives énergétiques visent à accroître la contribution du charbon à la production d'énergie primaire dans la région de l'Atlantique canadien. Le Fonds des services publics pour le remplacement du pétrole finance une étude technique-économique de 2 M$ sur la conversion au charbon de la centrale de Coleson Cove de 1 005 MWe de la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick, dont les deux premières phases sont terminées. Le Sous-programme sur l'utilisation du charbon, qui bénéficie d'une aide fédérale pouvant atteindre 150 M$, comprend la construction de la chaudière à lit fluidisé sous pression atmosphérique à Summerside, à l'Île-du-Prince-Édouard, et d'autres projets visant à promouvoir l'utilisation de techniques avancées d'utilisation du charbon qui sont à la fois efficaces et écologiques, notamment une installation d'essai à lit fluidisé qui doit être construite à la centrale à mazout de 150 MWe de Point Tupper, en Nouvelle-Écosse, comme on l'a annoncé en mars. Au cours du même mois, CANMET ouvre son Laboratoire de recherches minières de l'Est, qui a pour mandat d'améliorer la sécurité et la productivité des mines. Le consortium Scotia Coal Synfuels, qui bénéficie d'une aide financière de 1 M$ en vertu de l'Entente Canada-Nouvelle-Écosse sur les économies de pétrole et son remplacement, a achevé la première phase d'une étude de faisabilité sur la possibilité de liquéfier jusqu'à 4 Mt/an de charbon de la Nouvelle-Écosse, en vue d'améliorer l'approvisionnement en carburant dans la région.

Programme d'action pour améliorer les marchés du pétrole

Le 1er avril, le gouvernement fédéral annonce un programme d'action pour améliorer les marchés du pétrole et accroître la production de pétrole léger et lourd dans l'Ouest canadien, compte tenu du grave problème de sous-utilisation de la capacité dans les champs de pétrole du pays. Le programme donne l'assurance que le brut canadien exporté aux États-Unis conservera un prix compétitif, en rajustant au besoin la redevance d'exportation; il promet d'accorder un traitement favorable aux demandes d'exportation de brut lourd si les volumes sont excédentaires par rapport aux besoins des Canadiens, prévoyant à cet effet d'accorder des permis d'exportation bons pour un an seulement; il prévoit des échanges de brut lourd et léger de l'Ouest canadien avec les États-Unis, sans redevance d'exportation; il réserve un traitement particulier au pétrole brut, qui souffre d'un problème de sous-utilisation chronique, comme le brut léger de la Saskatchewan, dont il entrevoit notamment l'exportation. Le gouvernement demande à l'industrie pétrolière de l'Est canadien de limiter les importations de pétrole brut au minimum prévu dans les contrats. Les difficultés éprouvées par l'industrie pétrolière de l'Ouest canadien s'expliquent par le recul de la demande mondiale de pétrole et le fléchissement correspondant des cours internationaux; par les impacts des programmes d'économies d'énergie et de remplacement du pétrole prévus dans le PEN, qui ont pour effet de diminuer la demande de pétrole au Canada; par l'augmentation des disponibilités en pétrole dans l'Ouest canadien par suite des diverses mesures tarifaires prises dans le cadre du PEN, notamment l'application du PRNP; et par un recul de la demande de pétrole canadien sur les marchés étatsuniens. Certains se plaignent également que le Programme d'indemnisation des importateurs de pétrole favorise les importations de pétrole à une époque où les prix internationaux ont tendance à fléchir. Aussi, l'Office d'indemnisation pétrolière décide-t-il de modifier la méthode qu'il utilise pour calculer le taux d'indemnisation pétrolière. Jusqu'à maintenant, il se fondait sur les chiffres des expéditions antérieures et les prix courants affichés pour établir d'avance la valeur du taux uniforme; désormais, le taux est établi après coup, d'après les prix effectivement payés.

Loi sur la sécurité Entre le 5 et le 7 avril, le ministre d'EMR dépose en première lecture huit nouveaux projets de loi

qui remplacent le projet de loi C-94 - Loi sur la sécurité énergétique, déposé le 26 février. En

1982-7 énergétique outre, plusieurs dispositions du projet de loi omnibus ont été modifiées dans les nouveaux projets

de loi. Ainsi, le gouvernement a modifié la Loi sur l'administration du pétrole pour abaisser les plafonds de la Redevance d'indemnisation pétrolière (RIP), du Prélèvement spécial de canadianisation (PSC) et de la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (TGNLGN). Des modifications apportées à la Loi sur le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources confèrent au gouvernement le pouvoir de créer de nouvelles sociétés de la Couronne à vocation énergétique, sous réserve de la procédure parlementaire d'annulation. Plusieurs modifications sont d'ordre technique, clarifiant le sens de certaines dispositions ou éliminant des incohérences du projet de loi C-94. Lors de sa comparution devant le Comité sénatorial permanent des banques et du commerce, le 28 juin 1982, le ministre d'EMR expliquera les divers changements apportés au projet de loi C-94 au moment de la rédaction des huit projets de loi qui l'ont remplacé. Après un débat parlementaire et un examen en comité, les projets de loi recevront la sanction royale; ils seront promulgués dans les jours qui suivent et incorporés aux Lois du Canada, 1980-1981-1982. Les projets de loi C-101, C-102 et C-104 recevront la sanction royale le 29 juin et les projets de loi C-103, C-105, C-106 , C-107 et C-108, le 7 juillet 1982. Les projets de loi C-101, C-102, C-103, C-104 et C-105 seront proclamés le jour même de la sanction royale, à l'exception des dispositions du C-103 en matière d'indemnisation, qui le seront le 23 juillet, et de la Partie II du C-104, dont la promulgation, comme celle du C-106, sera suspendue en attendant la prise de règlements. Le projet de loi C-107 n'a pas été promulgué. Le projet de loi C-108 l'a été le 23 juillet, sauf les dispositions traitant des lignes internationales de transport d'électricité et des lignes interprovinciales de transport d'électricité, qui le seront finalement le 1er février 1983 : Lois du Canada 1980-1981-1982 No du projet de loi Chapitre no 105 -Loi modifiant la Loi sur Petro-Canada C-101 Chapitre no 106 -Loi modifiant la Loi sur le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources C-102 Chapitre no 107 - Loi concernant l'encouragement du secteur pétrolier et la détermination de la participation et du contrôle canadiens et modifiant la Loi sur l'examen de l'investissement étranger C-104 Chapitre no 112 - Loi concernant la surveillance du secteur énergétique et modifiant la Loi d'urgence de 1979 sur les approvisionnements d'énergie et la Loi sur l'économie de pétrole et le remplacement du mazout C-106 Chapitre no 113 - Loi sur les normes de consommation de carburant des véhicules automobiles C-107 Chapitre no 114 -Loi modifiant la Loi sur l'administration du pétrole et édictant des dispositions se rattachant à cette loi C-103 Chapitre no 115 -Loi modifiant la Loi canadienne sur les sociétés par actions

1982-8 C-105 Chapitre no 116 -Loi modifiant la Loi sur l'Office national de l'énergie C-108

Réductions de redevances et subventions en Alberta

Le 13 avril, le gouvernement de l'Alberta annonce un programme de réductions de redevances sur le pétrole et le gaz et de subventions spéciales pour stimuler la production du pétrole et du gaz dans la province au cours des cinq prochaines années, jusqu'en 1986, année de l'expiration de l'entente du 1er septembre 1981 avec le gouvernement fédéral. Ces mesures incitatives ont été promises par l'Alberta au moment de la signature de l'entente, en 1981. On estime qu'elles augmenteront les revenus de l'industrie de 5,4 G$.

Initiatives énergétiques dans le Nord, y compris le Programme de démonstration dans les collectivités éloignées

Le 19 avril, le ministre des Affaires indiennes et du Nord et son homologue d'EMR annoncent un train de mesures énergétiques destinées à faciliter le remplacement du pétrole et les économies d'énergie au Yukon et dans les Territoires du Nord-Ouest. Elles ont une valeur de 19 M$. Elles comportent un nouveau programme dans lequel on examinera les options d'approvisionnement qui s'offrent aux collectivités éloignées et prolongent d'une année supplémentaire les subventions au prix de l'énergie. À plus long terme, ces mesures doivent permettre de réduire la demande d'énergie par des mesures d'économies, et d'accroître l'utilisation des sources d'énergie de remplacement. Le Programme de démonstration dans les collectivités éloignées (PDCE), doté d'un budget de 24 M$ pour l'ensemble des collectivités éloignées, en allouera 10 M$ au Yukon et aux Territoires du Nord-Ouest. De plus, des changements sont apportés au Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP), au Programme d'expansion des réseaux de distribution (PERD) et aux deux Accords fédéraux-provinciaux de démonstration des économies d'énergie et des énergies renouvelables (ADEEER) conclus avec les deux territoires, afin de les aider à répondre aux besoins particuliers aux régions nordiques. À la fin de l'année, la phase I du PDCE avait été établie, et environ 450 collectivités ont été désignées dans les territoires et les provinces comme de possibles candidates pour une évaluation des options pétrolières et pour la mise en place de programmes d'économies d'énergie visant à réduire la consommation de pétrole coûteux pour la production de l'électricité et le chauffage des locaux. L'accent est mis sur les régions qui n'ont pas encore accès ni aux réseaux d'électricité ni aux réseaux de distribution du gaz naturel. La Phase II, qui doit s'échelonner de 1983 à 1986, aidera à financer un nombre limité de projets de démonstration centrés sur des technologies de rechange et des mesures d'économies d'énergie susceptibles d'être déployées sur une grande échelle dans les collectivités éloignées.

Programme d'investissement dans les économies d'énergie dans les provinces de l'Atlantique (PIEEA)

En avril, des entreprises des provinces de l'Est reçoivent les premières subventions du Programme d'investissement dans les économies d'énergie dans les provinces de l'Atlantique (PIEEA). Des contributions sont consenties à des entreprises, à des commerces et à des établissements privés jusqu'à concurrence de la moitié des coûts capitalisés des projets d'économies d'énergie qui ont été approuvés. Prévu pour cinq ans, le programme a un budget total de 40 M$.

L'Agence de surveillance du secteur pétrolier modifie la méthode de calcul du TPC

En avril, l'Agence de surveillance du secteur pétrolier (ASSP) clarifie et modifie la méthodologie qu'elle utilise pour mesurer les taux de participation canadienne (TPC) dans le cadre du Programme énergétique national. Le montant des paiements versés au titre du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP) est déterminé en partie par le taux de participation canadienne d'une entreprise à laquelle l'ASSP a demandé de déposer de l'information sur la structure de son capital social au moment de présenter une demande de subvention. L'ASSP rédige actuellement un manuel qui renfermera une liste de toute la documentation que doivent produire les diverses catégories de demandeurs. La loi autorisant le PESP et le Programme de détermination de la participation et du contrôle canadiens a été promulguée le 29 juin 1982.

Entente internationale sur la commercialisa-

Le 23 avril, la Cour suprême de l'Ontario décide que Eldorado Nucléaire ltée et Uranium Canada ltée, en leur qualité d'agents de la Couronne, sont à l'abri de toute poursuite pouvant être déposée en vertu de la Loi relative aux enquêtes sur les coalitions; elles ne peuvent donc être traduites en justice pour avoir conspiré afin de fixer les prix intérieurs de l'uranium en rapport

1982-9 tion de l'uranium : décision de la Cour au sujet des poursuites

avec une entente internationale sur la commercialisation de l'uranium qui a été en vigueur entre 1972 et 1975. Le juge en chef statue que la Loi relative aux enquêtes aux coalitions doit être subordonnée à la politique nationale, et non le contraire; le contrôle de l'énergie atomique est jugé essentiel à l'intérêt national, et nulle part la loi ne dispose que les agents de la Couronne sont responsables.

Abandon du projet Alsands malgré les offres d'aide financière du gouvernement fédéral et du gouvernement de l'Alberta

En avril, le consortium Alsands Energy Ltd. abandonne son projet de 13,1 G$ dans la région des sables bitumineux du nord de l'Alberta, en dépit d'une intervention de la dernière chance des gouvernements fédéral et albertain afin d'améliorer la rentabilité de l'exploitation pour les investisseurs du secteur privé. En février, cinq membres du consortium se sont retirés du projet : Shell Explorer (20 p. 100), Dome Petroleum (4 p. 100), Hudson's Bay Oil and Gas (8 p. 100), Amoco Canada (10 p. 100) et Chevron Standard Ltd. (8 p. 100). Il ne reste plus que Shell Canada (25 p. 100), Petro-Canada (17 p. 100) et Ressources Gulf Canada limitée (8 p. 100). Une étude commandée par Alsands indique que les 13,1 G$ de frais de premier établissement et les 1,5 G$ que coûteront les travaux de développement urbain dans la région auraient des retombées majeures sur l'ensemble de l'économie canadienne et généreraient 19 G$ au cours des sept années que durerait la construction. Pendant que les partenaires décidaient d'abandonner le projet, le gouvernement fédéral et le gouvernement de l'Alberta ont proposé de fournir la moitié de l'argent nécessaire, en plus d'offrir des garanties de prêts pour 68 p. 100 du reste des coûts en capital. En tout, l'aide directe et indirecte offerte par les deux gouvernements aurait couvert 84 p. 100 des coûts du projet. L'incertitude entourant l'évolution des prix mondiaux du pétrole et des taux d'intérêt suscite beaucoup de méfiance chez les investisseurs, pas seulement à l'endroit du projet Alsands, mais aussi envers la plupart des grands projets de production de brut synthétique, de production d'électricité et de liquéfaction du charbon qui ont lieu aux États-Unis et ailleurs.

Office de répartition des approvisionne-ments d'énergie - Exercice d'urgence

En avril, l'Office de répartition des approvisionnements d'énergie (ORAE) organise un exercice pour mettre à l'épreuve ses plans de répartition du pétrole en cas d'urgence, auquel participent une trentaine de sociétés pétrolières et pipelinières, les dix provinces et les deux territoires. Commencé le 26 février, le test 1982 des systèmes de répartition de l'ORAE a pour objectif d'évaluer la capacité de tous les participants de soumettre à l'ORAE les données requises avec exactitude, dans les délais et sous la forme qui convient; la capacité du personnel de l'ORAE de gérer les données et de produire des facteurs de répartition appropriés pour les produits pétroliers et des ordonnances de répartition pour le pétrole brut; la capacité du système de traitement des données électroniques de prévoir la production des raffineries et d'établir des facteurs de répartition des produits; ainsi que l'efficacité des communications entre l'ORAE et l'industrie pétrolière, et entre l'ORAE et les provinces productrices de pétrole, dans des situations d'urgence simulées. L'ORAE a mis au point ses plans de répartition du brut, de répartition des produits pétroliers et de rationnement de l'essence après plusieurs années de consultation avec les gouvernements provinciaux et l'industrie pétrolière. Le rapport de l'exercice de 1982 conclut que les systèmes de répartition sont bien conçus et qu'ils seraient adéquats en situation d'urgence.

Renvoi à la Cour suprême de la question de la compétence sur les ressources extracôtières

Le 19 mai, le Premier ministre annonce que le gouvernement fédéral compte renvoyer à la Cour suprême le différend qui l'oppose à Terre-Neuve au sujet de la compétence sur les ressources extracôtières. Le litige concerne la région du champ de pétrole Hibernia, qui s'étend sur 820 milles carrés et qui exclut d'autres découvertes majeures réalisées sur les Grands Bancs. En juin, le premier ministre de Terre-Neuve invitera le gouvernement fédéral à régler la question de la propriété des ressources extracôtières à la table de négociation plutôt que devant les tribunaux, mais il rejettera la proposition que lui fera le gouvernement fédéral d'instituer un régime de cogestion et de soumettre à la Cour suprême la question de la propriété. Il propose plutôt un régime de copropriété et une formule de partage des recettes, dans le cadre d'une entente qui serait enchâssée dans la Constitution. Le 22 juin, le cabinet du Premier ministre rend publiques des lettres envoyées à des dirigeants de l'Église, au premier ministre de Terre-Neuve et à son homologue de l'Alberta, dans lesquelles il fait savoir que, malgré qu'il a fait appel aux tribunaux pour trancher la question de la propriété des ressources extracôtières, le gouvernement fédéral désire ardemment reprendre les négociations, sans conditions préalables, avec le gouvernement de Terre-Neuve au sujet de la gestion des ressources et du partage des recettes. Dans sa lettre au premier ministre de l'Alberta, qui lui avait demandé instamment de reconsidérer sa décision de s'adresser à la Cour suprême, le Premier ministre explique les raisons qui ont amené le gouvernement fédéral à engager des poursuites au sujet de la région d'Hibernia. La cause sera

1982-10 entendue le 29 novembre, mais aucun jugement n'aura encore été rendu à la fin de 1982.

Bureaux des économies d'énergie et des énergies renouvelables – BEEER

En mai, les Bureaux des économies d'énergie et des énergies renouvelables (BEEER) créés il y a bientôt un an dans toutes les provinces et tous les territoires sont entièrement opérationnels. Ils aident à promouvoir et à exécuter les programmes fédéraux en matière d'économies d'énergie et d'énergies renouvelables. Leurs services d'information publique, de liaison et d'évaluation couvrent toute la gamme des programmes, y compris les Accords fédéraux-provinciaux de démonstration des économies d'énergie et des énergies renouvelables, le Programme canadien d'isolation thermique des résidences canadiennes, Énersage et les nombreux programmes particuliers aux diverses régions. Ils travaillent en étroite collaboration avec les organismes provinciaux qui s'occupent d'économies d'énergie.

Exportations de gaz naturel - modification de la formule de l'ONE

Le 14 mai, l'Office national de l'énergie (ONE) décide d'assouplir sa méthode de calcul pour déterminer la quantité de gaz naturel excédentaire disponible à l'exportation. Désormais, avant d'accorder de nouveaux permis d'exportation, il s'assurera que des réserves établies ont été mises de côté en volume suffisant pour répondre aux besoins des Canadiens et respecter les engagements d'exportation pendant les 25 prochaines années. La formule comporte une nouvelle méthode de détermination des surplus. Auparavant, le critère des réserves protégeait les exportations totales autorisées, que le gaz soit livré ou non aux clients américains. La nouvelle formule évalue la livrabilité en se basant sur les exportations réelles prévues aux termes des permis en vigueur. En raison du ralentissement de la croissance du marché américain en 1981, les exportations réelles sont inférieures à 60 p. 100 du maximum autorisé, alors qu'elles étaient de 90 p. 100 en 1979. Le fait que des exportations autorisées ne se soient pas matérialisées a laissé inutilisée une grande partie de la capacité de production de l'industrie albertaine. La nouvelle méthode de calcul des excédents est conçue pour accorder une protection plus réaliste aux volumes de gaz autorisés en vertu des permis d'exportation, tout en libérant du gaz que l'on pourra désormais diriger vers d'autres marchés. L'ONE a annoncé ce changement d'approche après une audience publique sur les exportations de gaz naturel.

Premiers accords d'exploration en vertu de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada

En mai, le gouvernement fédéral annonce la signature de six accords avec Esso Ressources Canada ltée au sujet du programme d'exploration de 600 M$ que cette entreprise prévoit de réaliser dans la région du delta du Mackenzie et de la mer de Beaufort. Il s'agit des premiers accords d'exploration conclus en vertu de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada, qui prévoit le remplacement des droits d'exploration existants par de nouveaux accords, afin d'accélérer la mise en valeur des régions pionnières et d'y augmenter la propriété et la participation canadiennes.

Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP), Prix spécial de l'ancien pétrole (PSAP)

En mai, au moment de l'annonce de la Mise à jour 1982 du Programme énergétique national, le Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP), institué le 1er janvier 1982, est étendu à tous les projets de récupération tertiaire. La prime vaut également pour les puits dont l'exploitation est suspendue depuis trois ans ou plus, et s'applique à un projet d'exploitation de pétrole lourd réalisé à Cold Lake. L'application du PRNP vise à promouvoir l'exploration et la mise en valeur de nouveaux réservoirs de pétrole, la récupération assistée du pétrole, la fabrication de pétrole synthétique et l'exploitation du pétrole des terres du Canada. Institué le 1er juillet 1982, le Prix spécial de l'ancien pétrole (PSAP) a pour but d'améliorer les ressources d'autofinancement de l'industrie; il s'applique au pétrole découvert après 1973 et avant le 1er janvier 1981, à certaines catégories de puits et à des types de pétrole déterminés. Au cours des premiers mois, environ 20 M$ de paiements mensuels sont versés à des sociétés pétrolières au titre du PSAP, contre 25-30 M$ dans le cadre du PRNP.

Programme énergétique national : Mise à jour 1982

Le 31 mai, le gouvernement fédéral publie un rapport intitulé « Programme énergétique national : Mise à jour 1982 », qui rend compte des progrès accomplis dans la réalisation des trois grandes priorités du Programme énergétique national (PEN) - la sécurité énergétique, les possibilités et l'équité - fixées en octobre 1980. Il apporte également des modifications au PEN pour tenir compte de la nouvelle conjoncture nationale et internationale. En particulier, l'impact de la récession mondiale sur l'économie canadienne et l'incertitude entourant les prix mondiaux causent de sérieux problèmes d'autofinancement aux petites entreprises pétrolières et gazières, et à l'industrie du gaz naturel en général. Les mesures adoptées cette fois-ci ont pour buts d'aider l'industrie à affronter les problèmes occasionnés par une réduction plus rapide que prévue de la consommation de pétrole, qui a créé un grave problème de sous-utilisation de la capacité de production des champs de pétrole; d'augmenter l'utilisation du gaz naturel; d'augmenter les

1982-11 ressources d'autofinancement de l'industrie pour lui permettre d'exercer des activités d'exploration à une époque où la récession et le fléchissement des prix mondiaux du pétrole affaiblissent sa situation financière; et d'atténuer les effets des taxes prélevées en vertu du PEN, en gelant la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel de manière à ce que le prix de cette matière première puisse être maintenu aux deux tiers de la valeur du pétrole, afin de favoriser le remplacement de l'or noir, et en gelant la Redevance d'indemnisation pétrolière. Les mesures prises pour soulager les entreprises et, espère-t-on, augmenter les dépenses d'exploration de 2 G$ entre 1982 et 1986 sont de plusieurs ordres : réduction du taux réel de l'Impôt sur les revenus pétroliers (IRP); exempter les petits producteurs de l'IRP (exemption de 250 000 $); suspendre pendant un an l'Impôt sur les revenus pétroliers supplémentaires (IRPS); étendre le champ d'application du Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP) à la production très coûteuse; appliquer le Prix spécial de l'ancien pétrole (PSAP) au pétrole découvert après 1973 et avant 1981, afin d'encourager les entreprises qui se sont engagées résolument dans des activités d'exploration pétrolière après la crise du pétrole de 1973. Pour inciter l'industrie à réduire ses importations de pétrole, le gouvernement modifie la méthode de calcul du taux d'indemnisation des importateurs de pétrole. Afin d'accélérer le remplacement du pétrole par le gaz, il oblige l'industrie à obtenir un permis pour importer du mazout résiduel. Le gouvernement réserve également des fonds pour les études techniques et les travaux d'arpentage préalables à la construction d'un gazoduc à l'est de Québec, et finance entièrement le coût prévu de construction d'embranchements associés au gazoduc principal qui se rend jusqu'à Québec, afin de favoriser la croissance rapide des ventes de gaz au Québec. Au sujet de ce programme de construction d'embranchements, le gouvernement annonce son intention d'établir un fonds de 500 M$ destiné à financer la construction de conduites latérales au Québec.

R-D énergétique En mai, le gouvernement fédéral annonce une hausse de 40 M$ du budget de la recherche-développement (R-D) énergétique, qui est ainsi porté à 288,8 M$ pour 1982-1983. Le budget avait été augmenté de 35 M$ en 1981-1982. Une somme de 32,9 M$ doit être affectée à la mise au point de nouveaux carburants liquides, notamment l'hydrogène, les alcools et les carburants synthétiques. Un montant de 32,8 M$ est alloué à la R-D sur les économies d'énergie. En tout, 61,1 M$ sont prévus pour les nouvelles sources d'énergie, notamment les énergies renouvelables, la fusion nucléaire, les sables bitumineux et les pétroles lourds, la combustion du charbon et la recherche sur l'environnement. Une somme de 159,5 M$ est allouée à la R-D sur les sources d'énergie classiques, en particulier le pétrole et le gaz des régions pionnières ainsi que l'électricité, et 2,5 M$ sont prévus pour la coordination du programme de R-D.

Exploration au large des côtes - ententes concernant la plate-forme Néo-Écossaise

En juin, sont conclues les premières ententes d'exploration en vertu de l'Accord Canada-Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers en date du 2 mars 1982. Ressources Shell Canada ltée s'engage à exécuter des travaux d'exploration d'une valeur de 263 M$ sur la plate-forme Néo-Écossaise. Les ententes d'exploration définissent les lots dans lesquels une entreprise exercera ses activités. Elles établissent également le processus de sélection suivant lequel les terres visées par les ententes d'exploration seront retournées à la Couronne. Les entreprises ont encore l'obligation de faire approuver par l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC) toutes les phases de leurs projets, notamment les programmes de forage, et d'obtenir des approbations spécifiques pour chacun des puits qu'elles désirent forer. L'entente d'exploration est également assortie d'un plan de retombées au Canada, qui explique comment l'entreprise donnera à l'industrie locale une juste possibilité de fournir les biens et services nécessaires à un programme d'exploration.

Canadianisation trop rapide En juin, le ministre des Finances reconnaît que la prise de contrôle des entreprises énergétiques

étrangères par des intérêts canadiens depuis un an s'est faite trop rapidement; il estime que, même si l'objectif de 50 p. 100 de participation canadienne dans l'industrie pétrolière demeure, le gouvernement n'a pas l'intention d'augmenter le rythme de la canadianisation des entreprises étrangères dans les années qui viennent.

Problèmes financiers de Dome Petroleum

En juin, on s'interroge sur la nécessité d'une quelconque forme d'aide financière du gouvernement fédéral pour permettre à Dome Petroleum de venir à bout de ses difficultés financières; elle a un sérieux problème d'endettement, et le coût du service de la dette compromet sérieusement sa viabilité financière. Elle doit rembourser 2,27 G$ dans les 12 mois qui viennent; à cela s'ajoutent une dette à long terme de 3,26 G$ et 1,96 G$ d'actions privilégiées en circulation; sa dette totale se chiffre donc à 7,5 G$.

1982-12 Création de l'Administration des mesures d'encouragement du secteur pétrolier (AMESP) - Mise en oeuvre du PESP

Le 7 juin, le gouvernement fédéral crée l'Administration des mesures d'encouragement du secteur pétrolier (AMESP) au sein du ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources (EMR). Ce nouvel organisme est chargé d'administrer le programme de détermination du taux de participation canadienne et de l'état de contrôle (TPC/EC), ainsi que le Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP). Il verse à des entreprises des paiements incitatifs dont le montant est déterminé en fonction du taux de participation canadienne et de l'état de contrôle, tels qu'ils sont mesurés au moyen du système en usage dans l'administration fédérale. Le programme deviendra opérationnel en juillet, après l'entrée en vigueur de la Loi sur le programme d'encouragement du secteur pétrolier, le 30 juin. Des crédits de 1,9 G$ lui seront initialement affectés pour une période comprenant les années civiles 1981 et 1982 et le premier trimestre de 1983. Le premier paiement PESP, au montant de 8,8 M$, sera versé le 5 juillet à Ranchmen's Resources Ltd.; il couvrira 80 p. 100 des coûts que l'entreprise a engagés en 1981 dans le forage de cinq puits situés au large du Labrador. Ranchmen's fait partie du Labrador Group, un consortium de 8 compagnies qui exercent des activités de forage au large des côtes du Labrador. Les résultats des forages effectués dans cette région où les coûts d'exploration sont très élevés ne seront guère encourageants, et les travaux cesseront au milieu des années 1980.

Rejet, en Cour suprême, de la taxe à l'exportation du gaz naturel

Le 23 juin, la Cour suprême du Canada refuse au gouvernement fédéral le droit de taxer les exportations de gaz naturel extrait dans des puits appartenant à la province. Elle juge que cette taxe va à l'encontre de l'article 125 de la Loi constitutionnelle, qui interdit à un niveau de gouvernement de taxer un autre niveau de gouvernement. Elle estime que les mesures fiscales envisagées débordent le cadre des pouvoirs fédéraux en matière commerciale; elles constituent non pas une mesure réglementaire, mais plutôt une disposition fiscale qui n'a d'autre but que de rapporter des revenus. Sous le régime du Programme énergétique national, le gouvernement fédéral prélève une Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel sur les ventes intérieures et les exportations de gaz. Aux termes de son entente du 1er septembre 1981 avec l'Alberta, le gouvernement fédéral a accepté de ramener à zéro le taux de la taxe à l'exportation du gaz naturel jusqu'en 1986, son droit de prélever une telle taxe ayant été contesté. Le jugement de la Cour suprême a finalement donné raison à l'Alberta.

Défense du dossier de la canadianisation

Tout au long de 1982, le gouvernement fédéral continue d'essuyer les attaques de l'industrie pétrolière et de divers intérêts commerciaux, qui lui reprochent l'exode de capitaux, la hausse des taux d'intérêt qui en découle, ainsi que les politiques fédérales comme le PEN et l'AEIE. Dans un ouvrage publié en juin, David Crane, rédacteur en chef des pages économiques du Toronto Star, se porte à la défense de la canadianisation, alléguant que les capitaux qui sortent du pays ne sont rien d'autre que les immenses richesses accumulées par les multinationales pétrolières qui ont exercé des activités au Canada dans les années 1970. En 1979, quatorze (14) des plus grandes sociétés sous contrôle étranger ont versé 438 M$ à des actionnaires non résidents en dividendes et réductions; à cela se sont ajoutées toutes sortes de transferts de capitaux entre sociétés. Selon une projection basée sur des prévisions des hausses du prix du pétrole datant de 1980, les liquidités des producteurs pétroliers passeront de 6 G$ en 1979 à plus de 16 G$ en 1984 si les propositions de l'Alberta concernant la hausse des prix du pétrole sont adoptées; par ailleurs, la forte participation étrangère dans l'industrie fera que la hausse de la valeur des ressources pétrolières et gazières du Canada profitera aux propriétaires non résidents des grandes entreprises. Les prévisions de 1980 ne se matérialiseront pas, mais les nombreuses mesures de protection mises en place en 1980 dans le cadre du PEN fait naître des problèmes que la Mise à jour 1982 tentera d'atténuer.

Approbation des exportations d'électricité de la centrale de Point Lepreau

En juin, l'Office national de l'énergie (ONE) délivre des permis à la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick pour l'exportation de 205 MW d'électricité produite à la centrale nucléaire de Point Lepreau, au Nouveau-Brunswick. Le gouvernement fédéral entérinera cette décision le 31 août. C'est la première fois que l'on exporte de l'électricité d'origine nucléaire. La centrale de Point Lepreau, qui a été mise en chantier en 1975 et qui commencera à produire de l'électricité en juillet après en avoir reçu l'autorisation de la Commission de contrôle de l'énergie atomique (CCEA), fonctionnera à 85 p. 100 de sa capacité à la fin de 1982.

Report du projet de réseau d'électricité de l'Ouest

En juin, le gouvernement de l'Alberta décide de reporter de quelques années sa participation à un projet de réseau d'électricité de l'Ouest, afin d'examiner d'autres options pour la production de l'électricité, notamment la possibilité d'aménager la rivière Slave. En août, il fera connaître sa décision d'accélérer les études de faisabilité technique concernant un projet d'aménagement

1982-13 hydroélectrique de 1 500 MW sur la rivière Slave, en vue de mettre les centrales en production en 1991. Selon les plans du réseau proposé, l'Alberta doit acheter les deux tiers des 1 200 MW qui seraient produits à la centrale hydroélectrique de Limestone dont la construction, sur le fleuve Nelson, dans le nord du Manitoba, s'achèverait théoriquement en 1988. L'électricité serait livrée au moyen d'une ligne de transport en courant continu à haute tension qui relierait la centrale de Limestone à la ville de Calgary, en passant par Saskatoon, sur une distance de 1 700 km. Le coût de l'ensemble du projet, production et transport confondus, est estimé à 3,5 G$. Les travaux sont au point mort depuis 1977.

Société coopérative de l'énergie (Co-Enerco)

En juin, la Loi sur les coopératives de l'énergie est adoptée en troisième lecture à la Chambre des communes; elle sera bientôt approuvée par le Sénat. Elle crée la Société coopérative de l'énergie (Co-Enerco), association de coopératives financières et commerciales qui doivent prendre une part active dans l'industrie canadienne du pétrole et du gaz. Le gouvernement du Canada doit fournir jusqu'à 100 M$ au cours des cinq prochaines années en contrepartie des investissements générés par les coopératives participantes. En tout, 20 coopératives sont devenues membres de Co-Enerco : représentants de l'industrie agricole, de caisses d'épargne et de crédit, de coopératives de l'Atlantique, de fédérations québécoises, de compagnies d'assurance et de coopératives financières et commerciales de chaque province. Cette organisation a pour objectifs de fournir une nouvelle source de financement à l'industrie pétrolière et d'accroître le contenu canadien de l'industrie. Le 16 juillet 1982, le gouvernement fédéral et Co-Enerco signeront un certificat de commencement, qui marquera le début des activités de Co-Enerco; l'entreprise aura alors engagé 58 M$, et le gouvernement fédéral aura égalé ce montant.

Estimations des ressources et des réserves pétrolières et gazières - Les régions pionnières : un potentiel considérable mais inexploité

En juin, la Commission géologique du canada (CGC) présente une estimation des ressources en pétrole et en gaz. Au même moment, l'Association pétrolière canadienne rend publiques ses estimations des réserves à la fin de l'année 1981. La CGC évalue les réserves restantes, les ressources découvertes et le potentiel non découvert selon trois niveaux de probabilité : élevée (95 p. 100), moyenne et faible (5 p. 100). Le tableau suivant résumé les résultats obtenus. « Ressources » s'entend des ressources estimées par la CGC selon la probabilité moyenne et « Réserves » s'entend des réserves estimées par l'APC qui se trouvent dans les champs entièrement exploités.

PÉTROLE GAZ Ressources*- 38 milliards de barils (6 Gpi3) Ressources - 459 Tpi3

(13 Tpi3) Réserves* - 7,26 milliards de barils (1,15 Gpi3) Réserves - 90,97 Tpi3

(2,56 Tpi3) * Les ressources ne comprennent pas le pétrole non classique (dont la majeure partie se trouve dans les sables bitumineux), et les réserves n'en comprennent que 1,4 milliard de barils. L'Office de conservation des ressources énergétiques de l'Alberta estime les ressources potentielles des sables bitumineux à 250 milliards de barils. Les évaluations de la CGC indiquent que le Bassin sédimentaire de l'Ouest du Canada, d'où

provient la quasi-totalité de la production pétrolière du Canada, représente à peine 23 p. 100 des ressources pétrolières potentielles du pays. On estime que près de la moitié du potentiel pétrolier se trouve au large de Terre-Neuve et dans la région du delta du Mackenzie et de la mer de Beaufort. L'Arctique renfermerait 43 p. 100 des ressources potentielles en gaz. À la lumière de ces estimations, le gouvernement mettra davantage l'accent sur l'exploration des régions pionnières dans son Programme énergétique national. Dans l'Arctique, le premier puits d'exploration a été foré en 1961; au large de la côte Est, les travaux d'exploration ont débuté

1982-14 plus tard dans les années 1960. Pourtant, à la fin des années 1980, il n'y aura toujours pas de production de pétrole ou de gaz dans ces régions.

Lois sur la sécurité énergétique

Le 7 juillet, commentant la législation de la sécurité énergétique, après que la Chambre eût adopté le dernier des projets de loi sur l'énergie, le ministre d'EMR attire l'attention des parlementaires sur quelques-uns des principaux changements parmi la cinquantaine d'amendements que le gouvernement a acceptés depuis le dépôt des projets de loi, le 7 avril. Au sujet du projet de loi C-108 - Loi modifiant la Loi sur l'Office national de l'énergie, il mentionne que l'entrée en vigueur de la disposition concernant les lignes de transport d'électricité (article 33) sera retardée de six mois, afin de donner le temps aux deux parties concernées, le Québec et Terre-Neuve, de parvenir à une entente qui permettrait à celle-ci d'acheminer de l'hydroélectricité aux États-Unis en passant par le territoire québécois. La modification apportée à la Loi sur l'Office national de l'énergie vise à appliquer la même disposition aux lignes interprovinciales de transport d'électricité qu'aux pipelines interprovinciaux, mais le différend qui oppose le Québec et Terre-Neuve demeure très profond. Les amendements apportés au projet de loi C-106 à propos de l'Agence de surveillance du secteur pétrolier prévoient la création d'un comité parlementaire pour réexaminer la législation au bout de cinq ans (1987). Les amendements apportés au projet de loi C-102 modifiant la Loi sur le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources et au projet de loi C-103 modifiant la Loi sur l'administration du pétrole prévoient une procédure de résolution de ratification/de rejet qui donnera aux parlementaires la possibilité de ratifier ou de rejeter des décrets autorisant la création de nouvelles sociétés de la Couronne ou la dépense de sommes d'argent provenant du compte de canadianisation. Le Ministre signale plusieurs autres amendements importants, mais la plupart des changements qui restent sont de nature technique.

Prix spécial appliqué au pétrole découvert après 1973 - PSAP

Le 1er juillet, le gouvernement institue le régime du Prix spécial de l'ancien pétrole (PSAP). Désormais, le prix à la tête du puits du pétrole découvert après 1973 et admissible à des redevances provinciales aux taux appliqués au nouveau pétrole, mais qui ne reçoit pas le Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP), augmentera à un niveau équivalant à 75 p. 100 du cours mondial. Après le 1er juillet, le prix demeurera à ce niveau (sans toutefois dépasser 75 p. 100 du prix mondial), jusqu'à ce que le prix de l'ancien pétrole classique (extrait avant 1974) le rejoigne. Par la suite, tout le pétrole découvert avant 1981 recevra le même traitement aux fins de la fixation des prix.

Commercialisation du brut albertain dans l'Est du Canada afin d'augmenter le taux d'utilisation de la capacité - Programme d'indemnisation relatif au transfert du pétrole canadien

En juillet, des dispositions sont prises conformément aux dispositions de la Mise à jour 1982 du PEN pour que Irving Oil Limited prenne livraison de pétrole brut albertain à sa raffinerie de Saint John, au Nouveau-Brunswick. Le pétrole doit être transporté jusqu'à Montréal par le réseau d'Interprovincial Pipe Line, et de là jusqu'à Saint John par navire pétrolier, entre juillet 1982 et juin 1983, à raison de 5 000 m3/j (31 450 b/j). On espère ainsi réduire de 500 M$ en un an les coûts d'importation du pétrole. Le gouvernement fédéral accorde à l'entreprise une aide financière d'environ 15 $/m3 pour transporter le pétrole brut à l'est de Montréal et en permettre la livraison à Saint John à un prix compétitif. Le gouvernement crée à cette fin le Programme d'indemnisation relatif au transfert du pétrole canadien, qui sera reconduit tous les six mois jusqu'à la déréglementation, le 1er juin 1985. Outre Irving Oil, la Compagnie pétrolière impériale, Texaco et Ultramar participent au programme pour leurs raffineries de l'Est. Cette mesure de commercialisation a été prise afin d'atténuer le problème de la sous-utilisation de la capacité de production dans les champs de pétrole albertains.

Le PEN critiqué par le R.-U.

Début juillet, le ministre de l'Énergie du Royaume-Uni affirme que la politique énergétique du Canada est une erreur, dans la mesure où elle « fait fi de la valeur potentielle des investissements étrangers ». Il dénonce vivement ce qu'il décrit comme un « virage nationalisant » imprimé par le PEN et la Loi sur l'examen de l'investissement étranger (LEIE).

Impact des mesures fiscales du PEN sur l'industrie pétrolière

En juillet, l'Association pétrolière canadienne (APC) publie son analyse des résultats financiers de l'industrie pétrolière pour 1981, la première année complète du PEN. Elle prétend que l'industrie a versé au gouvernement, en impôt sur le revenu des sociétés et en Impôt sur les revenus pétroliers, 88,6 p. 100 de plus qu'en 1980. Mais elle n'a pas tenu compte des subventions versées au titre du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), qui coupent de moitié la hausse des dépenses fiscales (44 p. 100). Elle n'en a pas tenu compte non plus dans le calcul de la baisse des liquidités, qui se trouve ainsi surestimée.

1982-15 Expansion de l'usine de sables bitumineux de Suncor (GCOS) avec l'aide du fédéral – Autres critiques à l'endroit des investissements de l'Ontario

En juillet, le gouvernement fédéral accepte de réduire de 35,5 M$ le fardeau fiscal de Suncor Inc. (anciennement Great Canadian Oil Sands Limited - GCOS), afin de faciliter la réalisation de son programme d'expansion de 690 M$. Suncor prévoit des investissements de 170 M$ pour améliorer l'efficacité de son usine de sables bitumineux dans la région de Fort McMurray, en Alberta, et 185 M$ pour exploiter une grande partie de sa concession. Elle projette également de dépenser 335 M$ pour moderniser sa raffinerie de Sarnia, en Ontario. Elle a adopté pour politique de se procurer auprès de fournisseurs canadiens la majeure partie des biens et services nécessaires à son programme. Elle possède des réserves de 68 Mm3 (428 Mb) dans la région des sables bitumineux de l'Athabasca, ce programme ayant augmenté les ressources potentielles de 14 Mm3. Son programme vise à améliorer l'approvisionnement en pétrole au Canada et à réduire la production de mazout lourd. GCOS a amorcé ses activités dans la région des sables bitumineux de l'Athabasca en 1967; son usine avait alors une capacité nominale de 45 000 b/j. Elle a accumulé de nombreux retards à cause des problèmes techniques qui se sont posés dans l'extraction et le traitement des sables bitumineux. En octobre 1981, le gouvernement de l'Ontario s'est porté acquéreur d'un intérêt de 25 p. 100 dans Suncor pour un prix de 650 M$ et, en 1982, on lui reproche encore le montant payé. Un groupe d'investisseurs professionnels parrainé par le Globe and Mail conclut dans une étude complétée en mai 1982 que les contribuables ontariens ont payé pour les actions de Suncor au moins 300 M$ de plus que le prix qu'un investisseur prudent aurait offert. Cette étude, basée sur la situation des prix de l'époque, n'a pas tenu compte de la chute brutale des prix mondiaux du pétrole qui allait plus tard survenir.

Rapports sur les sources d'énergie de remplacement

Le 28 juillet, le ministre d'EMR dépose à la Chambre des communes la réponse du gouvernement fédéral au rapport du Comité spécial de la Chambre concernant les énergies de remplacement et le remplacement du pétrole, qui a été rendu public le 12 mai 1981 et que l'on appelle communément le rapport Lefebvre. Les sept membres du Comité ont formulé 65 recommandations au sujet des possibilités de réduire la dépendance du Canada à l'égard du pétrole en ayant davantage recours à des sources d'énergie de remplacement. Dans sa réponse consignée dans un document de 56 pages, le Ministre signale que le gouvernement fédéral approuve de façon générale le rapport Lefebvre et que, du reste, il a déjà commencé à donner suite à plusieurs des recommandations du Comité. Le Comité s'est concentré sur l'avenir énergétique à long terme du Canada, et le gouvernement fédéral indique dans sa réponse que, même s'il a à régler des problèmes majeurs à court et à moyen terme, il s'intéresse également à des solutions énergétiques à long terme, notamment celles que privilégie le Comité, comme l'aide à la R-D sur l'hydrogène, les carburants alcoolisés, l'énergie solaire et l'efficacité énergétique. Les rapports du 12 mai 1981 et du 12 juillet 1982 constituent un excellent témoignage sur les points de vue exprimés et les mesures prises au début des années 1980 au sujet des énergies de remplacement et du remplacement du pétrole.

Exploration au large de la Nouvelle-Écosse

En juillet, le gouvernement fédéral décide de délivrer quatre permis d'exploration à un consortium entièrement canadien constitué de Petro-Canada, Bow Valley Industries Ltd. et Husky Oil Operations Ltd., pour un programme d'exploration évalué à environ 500 M$ sur un territoire de 1,7 million d'hectares situé au large de la Nouvelle-Écosse, au nord de l'île de Sable. Les ententes valent pour trois ans et prévoient que les partenaires pourraient forer jusqu'à huit puits d'exploration. Une des plates-formes de forage semi-submersibles utilisées dans ce programme a été construite à St. John; il s'agit de la première installation de forage de fabrication et d'appartenance canadiennes qu'un consortium canadien emploie au large des côtes du pays. Les parties concernées accordent une attention particulière aux lignes directrices que le gouvernement fédéral a publiées en août 1981 au sujet des retombées industrielles et régionales.

Construction de LG-1 retardée - Pas d'autres centrales nucléaires avant le siècle prochain

En août, on s'affaire à terminer la première phase du projet d'aménagement hydroélectrique de la baie James, aux sites de LG-3 et LG-4, qui ajouteront environ 5 000 MW de capacité aux 5 000 MW de LG-2. Une étude effectuée par Hydro-Québec au début de l'année conclut que, pendant la période de 1982 à 1998, la demande augmentera probablement de 4,7 p. 100 par année. Cette prévision est inférieure aux 6,1 pour cent précédemment annoncés, à cause du ralentissement de la croissance démographique et économique, de la progression des économies d'énergie, de la saturation des marchés du chauffage et de l'expansion des marchés du gaz naturel. En conséquence, la capacité supplémentaire dont on aura besoin entre 1985 et

1982-16 2000 sera de 10 000 MW, et non de 20 000 MW comme on l'avait prévu, de sorte que les dépenses en capital seront réduites d'un montant de l'ordre de 50 à 70 G$ au cours de cette période. Cette révision à la baisse des projets d'expansion fait qu'il ne sera pas nécessaire de construire d'autres centrales nucléaires au Québec au cours du siècle présent; la construction de Gentilly II doit s'achever en 1983. En août, Hydro-Québec arrive également à la conclusion qu'il faudra retarder la deuxième phase du projet de la baie James de cinq ou six ans et que la centrale LG-1 ne sera pas commencée avant au moins 1988. Seule l'ouverture de nouveaux marchés d'exportation pourrait l'inciter à revoir ses plans.

Enquête de surveillance du secteur pétrolier, 1981

Le 10 août, l'Agence de surveillance du secteur pétrolier publie les résultats de son enquête de 1981. L'analyse des activités réalisées en 1981 par 101 des plus grandes entreprises pétrolières et gazières montre que la propriété étrangère a régressé, passant de 73,9 à 67,2 p. 100 depuis un an. Le bénéfice net (après impôt), toutes activités confondues, a diminué de 1,6 G$, soit 34 p. 100, pour n'être plus que de 3 G$. Les déductions totales sur les revenus ont augmenté de 31 p. 100, alors que les revenus, toutes activités confondues, ont progressé de 21 p. 100. On attribue la réduction du bénéfice après impôt à la vigueur des taux d'intérêt, à la baisse de la demande et à l'impact des dispositions fiscales du PEN.

Revue de l'industrie nucléaire : problèmes et perspectives 1981-2000

En août, EMR publie un rapport intitulé « Revue de l'industrie nucléaire : problèmes et perspectives 1981-2000 ». Ce rapport présente l'avenir à long terme de l'industrie nucléaire sous un jour favorable et indique que le Canada aura besoin d'une industrie capable de construire de nouveaux réacteurs dans les années 1990. Par ailleurs, il souligne le ralentissement de la croissance de la demande d'électricité constaté au début des années 1980, qui pourrait retarder les mises en chantier de nouveaux réacteurs. La demande de réacteurs a également diminué à l'étranger, de sorte qu'une vive concurrence et une grande incertitude se sont installées sur le marché de l'exportation. C'est pourquoi les perspectives à court terme de l'industrie nucléaire ne sont pas très reluisantes. Le Canada risque fort de perdre sa compétitivité dans le domaine de la construction des nouveaux réacteurs d'ici la fin des années 1980, à cause d'un ralentissement des activités pendant la première moitié de la décennie. Les auteurs du rapport constatent que les réacteurs CANDU ont trois marchés possibles : le marché intérieur du Canada, le marché d'exportation de l'électricité et le marché mondial d'exportation des réacteurs. À long terme, la demande intérieure de capacité de production nucléaire sera probablement suffisante pour soutenir l'industrie, mais au cours des prochaines années, ce sont les exportations de réacteurs et d'électricité d'origine nucléaire qui ont le plus de chances de permettre au Canada de conserver ses capacités industrielles dans le domaine de la technologie nucléaire. Le rapport définit des options stratégiques pour que la capacité de fabrication et l'industrie puissent survivre aux années 1980. Les solutions les plus prometteuses pour améliorer les perspectives de l'industrie sur le marché intérieur à court terme sont des politiques visant à amener le Québec et le Nouveau-Brunswick à s'engager au plus tôt à construire Gentilly-2 et Lepreau 2 respectivement. La construction de nouveaux réacteurs en Ontario, dont au moins une partie de la production serait destinée à l'exportation, pourrait également aider. Le marché d'exportation des réacteurs CANDU semble offrir des possibilités, mais un financement à des conditions de faveur pourrait s'avérer nécessaire pour soutenir la concurrence étrangère. Ce rapport trace un portrait très intéressant de la situation de l'industrie nucléaire au début des années 1980 et des problèmes qui l'attendent jusque dans les années 1990.

Arctic Pilot Project Inc. - projet reporté indéfiniment

En août, Arctic Pilot Project Inc. (APP) met en veilleuse son projet de construction d'un terminal de regazéification de 300 M$ pour traiter le gaz en provenance de l'archipel arctique. TransCanada PipeLines s'est adressée à l'Office national de l'énergie pour obtenir l'autorisation de construire une usine au bord du détroit de Canso, en Nouvelle-Écosse, ou à Gros-Cacouna, sur le Saint-Laurent, mais les perspectives de commercialisation du gaz aux États-Unis s'étant assombries, APP s'est tournée vers le marché européen pour écouler le gaz de l'Arctique. Étant donné que l'on a renoncé à transporter le GNL de l'île Melville dans les marchés du Sud par méthaniers brise-glace, APP a demandé à l'ONE de réaménager le calendrier de ses audiences de manière à donner le temps aux entreprises concernées d'explorer les marchés européens, en particulier la France et l'Allemagne. Or, les clients américains potentiels ont fait savoir à l'ONE qu'ils s'opposeraient vivement à toute modification du projet. En septembre, l'ONE suspendra les audiences sur le projet d'APP pour laisser au consortium le temps de négocier

1982-17 avec des clients européens. Il semble donc maintenant que l'expédition du gaz de l'Arctique ne commencera pas avant 1988. En même temps, l'industrie interprète la suspension des audiences sur le projet d'APP comme un avertissement : les entreprises qui n'ont pas de propositions concrètes à soumettre ne devraient pas faire perdre son temps à l'organisme de réglementation. En novembre, l'ONE refusera de reconsidérer, à la demande d'APP, sa décision de suspendre les audiences; les entreprises associées n'auront fait valoir aucun changement de circonstance susceptible de justifier une reconsidération de la décision. À la fin des années 1980, le projet d'APP ne sera pas plus avancé. Le coût de son volet nordique a été estimé à 2,1 G$ par les participants Petro-Canada, NOVA, Dome Petroleum et Melville Shipping Ltd.

Usine de sables bitumineux de Syncrude Canada Ltd. - lenteur de l'exploitation des sables

Début août, Syncrude Canada Ltd. a produit 100 Mb de pétrole brut depuis le démarrage de l'usine, en 1978. Cependant, même si le permis d'exploitation autorise la production de 129 000 b, (20 500 m3), la production des six premiers mois de 1982 n'a été que de 84 000 b/j en moyenne, comparativement à 49,400 b/j en 1979, première année d'exploitation. C'est en 1961 que Syncrude a présenté sa première demande de permis de production, après des études de faisabilité entreprises à la mine de Mildred Lake, 40 km au nord de Fort McMurray, en Alberta, en 1959. Au moment de la mise en production, en 1978, les coûts de construction entre 1974 et 1978 se chiffraient à 2,2 G$ au total. Dès le début, les prix mondiaux du pétrole ont été appliqués à la production. Dans la Mise à jour 1982 du Programme énergétique national, des mesures ont été prévues pour abaisser de 12 à 8 p. 100 le taux de l'Impôt sur les revenus pétroliers prélevé sur la production des sables bitumineux de Syncrude et de Suncor pendant la période du 1er janvier 1983 au 31 décembre 1984. C'était les seules usines en production dans les sables bitumineux de l'Athabasca. Les premières cartes montrant les gisements de sables bitumineux datent de 1778. Les premières études détaillées de procédés d'extraction et de séparation remontent à 1913, mais la production n'a commencé qu'en 1967 à l'usine de Great Canadian Oil Sands (maintenant Suncor) et en 1978 à l'usine de Syncrude. À la fin des années 1980, on n'aura encore mis au point aucune méthode économique de récupération in situ. Selon les estimations de l'Office de conservation des ressources énergétiques de l'Alberta, le potentiel pétrolier des sables bitumineux est de l'ordre de 250 Gb (40 Gm3), et le taux de récupération dépend en fin de compte de la technologie et de la rentabilité de l'extraction et de la production in situ. L'expérience de Suncor et de Syncrude ainsi que l'annulation du projet Alsands de 13,9 G$ en avril 1982 font prendre conscience de l'importance du progrès technologique et de la nécessité de réunir les conditions économiques favorables, même quand les ressources gisent non loin de la surface comme c'est le cas des sables bitumineux de l'Athabasca.

Fermeture de raffineries de pétrole dans l'Est du Canada

En septembre, BP Canada Inc. annonce la fermeture de sa raffinerie de Montréal et Shell Canada Ltd., celle de sa raffinerie d'Oakville, en Ontario, au milieu de 1983 dans les deux cas. En octobre, Texaco Canada Inc. fermera elle aussi sa raffinerie de Montréal. La baisse de la demande d'essence et de mazout de chauffage a créé une surcapacité considérable dans l'industrie canadienne du raffinage. Les mesures d'économies d'énergie instituées en 1974, puis le Programme énergétique national et ses nombreuses initiatives de remplacement du pétrole ont forcé l'industrie à rationaliser ses activités. Le recul de la demande d'hydrocarbures cause également des problèmes aux producteurs de pétrole de l'Ouest du Canada, que le gouvernement tente de résoudre en apportant des modifications au PEN en 1982.

Entente internationale sur la commercialisation de l'uranium

En septembre, la Cour suprême du Canada accepte de revoir une décision de la Cour de l'Ontario qui a statué que Eldorado Nucléaire ltée et Uranium Canada ltée, deux sociétés d'État fédérales, ne pouvaient être poursuivies pour collusion dans la fixation des prix de l'uranium, dans le cadre de l'entente internationale de 1972-1975 sur la commercialisation de l'uranium, ce que l'on a appelé le « cartel de l'uranium ».

Création de Trillium Exploration par OEC et Suncor

En septembre, Ontario Energy Corporation (OEC), société d'État ontarienne, et Suncor Inc. constituent conjointement Trillium Exploration Corporation, qui entreprend des activités d'exploration au large de la côte Est. Ontario Energy Corp. s'est portée acquéreur de 25 p. 100 des intérêts de Suncor en décembre 1981. Le gouvernement de l'Ontario tente d'établir des réserves de pétrole et de gaz au Canada, afin d'améliorer la situation de la province sur le plan des approvisionnements énergétiques.

Mise en service du En septembre, l'Alberta commence à livrer du gaz naturel aux marchés américains au moyen

1982-18 tronçon préalable du pipeline de l'Alaska

de la section Est du tronçon préalable du pipeline de la route de l'Alaska. La section Ouest est déjà utilisée, depuis octobre 1981, pour exporter du gaz par les soins de Pan-Alberta Gas Ltd. Les permis autorisent la livraison de 800 Mpi3/j sur la section Est, et de 240 Mpi3/j sur la section Ouest.

Dome renflouée par le gouvernement fédéral et les banques - proposition

Le 30 septembre, le ministre d'EMR annonce que les banques et le gouvernement fédéral ont concocté un arrangement financier pour Dome Petroleum, qui éprouve de plus en plus de difficultés à gérer sa dette. Le problème découle principalement d'un investissement de 4 G$ que l'entreprise a réalisé en 1981 pour acheter Hudson's Bay Oil and Gas Ltd. à des intérêts américains. Étant donné que le gouvernement a jugé inutile de consentir d'autres prêts ou garanties de prêts dans les circonstances, l'offre de refinancement proposée à Dome comprend des débentures dont les intérêts seraient versés sous forme d'actions, offertes conjointement par le gouvernement fédéral (500 M$) et, au prorata du montant des prêts consentis à Dome, par les banques à charte (500 M$ au total). L'entreprise pourra donc retirer jusqu'à 1 M$ de débentures portant un intérêt effectif égal au taux préférentiel majoré de 17 p. 100 payable en actions. Les actions seront obtenues au prix de conversion pendant les deux premières années, et à 90 p. 100 du cours du marché par la suite. En outre, les débentures seront convertibles en actions pendant les 18 premiers mois à un prix de 2,50 $ l'action, qui passera à 5,00 $ la septième année. Elles seront également assorties de droits de rachat qui donneront le maximum de souplesse à toutes les parties pendant la durée des débentures. Les participants obtiendront aussi des mandats à 2,50 $ l'action à raison de cinq actions par année par tranche de 1 000 $ de débentures en circulation.

Réaction au projet de renflouement de Dome

En octobre, le projet de renflouement de Dome Petroleum, annoncé le 30 septembre, provoque diverses réactions. Les opinions sont diverses mais, de façon générale, le débat se cristallise autour de deux pôles. Les uns soutiennent qu'en laissant sombrer l'entreprise, on s'exposerait à un désastre financier. Toute entreprise qui commet des erreurs de jugement et choisit mal son moment, comme Dome l'a fait, mérite de disparaître dans une économie de marché mais, d'un autre côté, la faillite de l'entreprise coûterait beaucoup plus cher aux Canadiens qu'un programme destiné à la renflouer. Les autres sont d'avis que Dome ne se serait pas volatilisée pour avoir failli à ses obligations financières. L'entreprise possède des actifs considérables qui auraient survécu et, tôt ou tard, elle aurait été achetée à un prix qui aurait reflété davantage sa valeur véritable. Si l'on n'était pas venu à son secours, elle aurait fini par revenir en force avec une structure financière rationalisée et sans le secours des fonds publics.

Différend Canada-Terre-Neuve au sujet de la compétence sur les ressources extracôtières - position de Terre-Neuve

Même si la question de la compétence de Terre-Neuve sur les ressources extracôtières a été renvoyée à la Cour suprême du Canada par le gouvernement fédéral et à la Division des appels de la Cour suprême de Terre-Neuve par le gouvernement provincial, le Premier ministre terre-neuvien continue, en octobre, d'expliquer sa position à la population, arguant que les ressources pétrolières sous-marines appartiennent à la province pour des raisons historiques, morales, juridiques et constitutionnelles. Terre-Neuve estime que la province a conservé la maîtrise de ses ressources renouvelables et non renouvelables lorsqu'elle est entrée dans la Confédération en 1949, ne cédant au gouvernement fédéral que la responsabilité de la défense, de la politique monétaire, des banques et du commerce international.

Report du projet de prolongement du réseau TQM à l'est de Québec

En octobre, Gazoduc Trans Québec & Maritimes Inc. (TQM) annonce que le gazoduc ne sera pas prolongé à l'est de Québec dans un avenir prévisible. Le gazoduc sera construit jusqu'à Trois-Rivières en décembre 1982 et doit atteindre la ville de Québec avant la fin de 1983. On procédera ensuite à des études techniques sur le tronçon des Maritimes et, entre-temps, on prendra une décision selon la disponibilité du gaz de l'île de Sable, en Nouvelle-Écosse, et la nécessité d'une canalisation réversible de plus grand diamètre. Cette dernière question sera toujours sans réponse à la fin des années 1980.

Rappel à l'ordre de l'AIEA : la crise de l'énergie n'est pas terminée

En octobre, l'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévient les États membres que, en dépit de la récente surabondance de pétrole sur le marché mondial, la crise de l'énergie est loin d'être terminée. Dans son World Energy Outlook, l'AIE affirme que « loin d'éliminer la crise de l'énergie, la récession actuelle n'a fait que l'occulter. La chute des prix risque d'envoyer des signaux trompeurs qui engendreront de la complaisance chez les consommateurs d'énergie et de l'hésitation parmi les investisseurs, à telle enseigne que les problèmes que nous prévoyons pour la fin des années 1980 et le début des années 1990 ne seront pas résolus à temps. »

Étude du plateau En octobre, l'Étude du plateau continental polaire (EPCP), qui fait partie du ministère de

1982-19 continental polaire (EPCP) - Programmes dans l'Arctique

l'Énergie, des Mines et des Ressources, met fin à une autre campagne sur le terrain dans le Haut-Arctique, sa 24e depuis la création de l'organisme, en 1958. En 1982, l'EPCP a chapeauté divers projets réalisés dans le Passage du Nord-Ouest et la mer de Beaufort : levés gravimétriques, études hydrographiques, études sur la faune, établissement de cartes bathymétriques, études sur le pergélisol et les glaces de mer, et études sur la sédimentation extracôtière. Au cours des campagnes de 1980, de 1981 et de 1982, plus de 160 programmes scientifiques ont été réalisés par des chercheurs des universités et du secteur public, avec le concours de l'EPCP qui assurait des services de soutien depuis ses camps de base de Tuktoyaktuk et de Resolute. Les études scientifiques entreprises dans l'Arctique chaque année vont de l'archéologie à la géologie. En plus de fournir une aide financière dans bien des cas, l'EPCP coordonne la logistique de la plupart des projets de recherche réalisés dans l'Arctique, sauf pour les activités de l'industrie pétrolière. C'est également elle qui coordonne la participation du Canada à des projets de recherche entrepris en collaboration avec les autres puissances de l'Arctique. En outre, elle effectue des recherches fondamentales et appliquées de son cru dans des domaines tels que la physique des glaciers, la climatologie et les glaces de mer. Au fil des ans, son travail a largement contribué à faire progresser les connaissances scientifiques sur la région de l'Arctique, à fournir des données scientifiques de base utiles pour les programmes d'exploration de l'industrie pétrolière, et à étendre la souveraineté du Canada dans le Nord.

Stockage des déchets radioactifs - déchets de faible activité, déchets d'uranium et déchets de combustible irradié

En octobre, le gouvernement fédéral annonce l'établissement d'un bureau de gestion des déchets radioactifs de faible activité afin de voir à la mise en place des dispositifs nécessaires au stockage passif permanent des déchets faiblement radioactifs produits dans les installations de recherche, les hôpitaux, les usines et les centrales nucléaires. Le mandat de cet organisme ne comprend pas les déchets hautement radioactifs provenant du combustible nucléaire irradié, pour lesquels le gouvernement fédéral a déjà pris des dispositions. En effet, Énergie atomique du Canada ltée (EACL), en collaboration avec Ontario Hydro, poursuit un programme de recherche distinct sur l'élimination des déchets de combustible irradié produits par les centrales nucléaires; elle s'intéresse plus particulièrement à un concept qui consiste à enfouir ces déchets en profondeur dans la roche cristalline stable du Bouclier canadien, conformément à une entente conclue en juin 1978 entre le Canada et l'Ontario. Le nouveau bureau constituera un programme distinct dans le budget d'EACL. Actuellement, les déchets faiblement radioactifs se trouvent en majeure partie stockés dans des endroits sécurisés et surveillés, mais il faudra tôt ou tard les stocker de façon définitive. En plus de ses activités de recherche et de gestion en rapport avec l'élimination des déchets, le nouveau bureau coordonnera les activités dans ce domaine avec les autorités provinciales et l'industrie. Le gouvernement a décidé de créer cet organisme sur la foi d'une étude réalisée en 1981 par Hickling Partners Inc. pour le compte d'EMR et intitulée "Managing Low-Level Radioactive Wastes: Proposed responsibilities and management structure". Il y a un mois, à la mi-septembre, le gouvernement a annoncé un troisième programme dans le cadre duquel on étudiera pendant cinq ans les effets potentiels à long terme des déchets des mines et des usines d'uranium. Il vise à accélérer le développement d'une technologie qui permettra d'atténuer les effets nocifs de ces matières; il fait suite à une étude réalisée un an de temps par un comité fédéral-provincial mis sur pied par EMR, le Groupe national de planification technique de la recherche sur les résidus d'uranium. Le gouvernement doit créer à Ottawa le Bureau du Programme national des résidus, qui sera chargé d'administrer ce programme de recherche fédéral et de formuler des recommandations concernant la gestion des quelque 130 Mt de résidus stockés sur le site des usines de concentration de l'uranium au Canada, en majeure partie dans la région d'Elliot Lake, en Ontario, et dans les régions de Beaverlodge et de Rabbit Lake, en Saskatchewan. Grâce à ces trois programmes, le gouvernement fédéral se penche activement sur tous les aspects de la gestion et du stockage des déchets radioactifs au Canada.

Les gouvernements sont-ils trop gourmands?

Dans une étude achevée en octobre, EMR se penche sur la contribution du régime fiscal du PEN et du fardeau de la dette aux difficultés financières que l'industrie pétrolière et gazière connaît en 1982. Il conclut que le gouvernement fédéral a atteint son objectif et reçoit maintenant une part plus équitable des recettes pétrolières et gazières, mais que cette redistribution est surtout attribuable à un partage plus équitable entre le gouvernement fédéral et les provinces. Le fardeau fiscal de l'industrie est demeuré assez constant. Cependant, pour

1982-20 l'ensemble de l'industrie comme pour l'économie canadienne, la hausse des taux d'intérêt a alourdi considérablement le fardeau. La cause des problèmes de liquidités de l'industrie réside davantage dans la hausse des frais d'intérêts que dans le régime fiscal imposé par le PEN.

Programme d'aide à la commercialisation du gaz (PACG) lancé au Québec

Le 17 novembre, le gouvernement fédéral signe des ententes avec les distributeurs de gaz du Québec - Gaz Métropolitain et Gaz Inter-Cité. Ces ententes mettent en oeuvre le Programme d'aide à la commercialisation du gaz (PACG), dans le cadre du PEN, afin d'accélérer la croissance des ventes de gaz dans les nouveaux marchés du Québec. Le PACG soulage financièrement le distributeur, qui n'est plus obligé de passer plus de contrats d'approvisionnement qu'il ne lui en faut lorsqu'il développe un nouveau marché. Chaque nouveau contrat d'approvisionnement conclu entre les distributeurs et les transporteurs sera en quelque sorte « garanti » par le PACG pendant les trois premières années, dans la mesure où les distributeurs seront exemptés de certains frais de transport fixes. On prévoit que presque 100 M$ de contributions seront versées durant les cinq années que durera le programme. Financé par les paiements que l'Alberta verse au gouvernement fédéral dans le cadre du Programme d'incitation à l'expansion des marchés du gaz (PIEMG), conformément à l'Entente Canada-Alberta de novembre 1981 au sujet de l'établissement des prix du gaz et de paiements d'incitation à l'expansion des marché, le PACG vise à étendre les marchés du gaz albertain dans l'Est du Canada.

Recommandations de l'ONE au sujet du gaz intérieur

En novembre, l'Office national de l'énergie publie son rapport sur les prix intérieurs et la commercialisation du gaz naturel. Il recommande un certain nombre de mesures incitatives en matière de prix afin de promouvoir la commercialisation du gaz naturel au Canada. La plupart des recommandations sont déjà en voie d'application, grâce au PACG et au programme de construction de gazoducs latéraux de 500 M$ au Québec. Il est également recommandé de fixer les prix du gaz dans l'Est du Canada en fonction du prix à Toronto, et de prendre un certain nombre de mesures visant à réduire la consommation de mazout lourd.

Activités d'exploration de Panarctic dans la région de l'archipel arctique

En novembre, le gouvernement fédéral conclut 20 ententes d'exploration dans l'Arctique avec Panarctic Oils Ltd., pour le compte de 67 entreprises qui exercent des activités dans le Haut-Arctique. Aux termes de ces ententes, environ 700 M$ doivent être investis dans des activités d'exploration au cours des cinq prochaines années, et Panarctic doit forer 25 puits, dont 17 en mer et 8 dans l'archipel arctique. Il s'agit de la série d'ententes la plus nombreuse jamais conclue par l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC). En vertu de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada, proclamée le 5 mars 1982, tous les droits détenus dans les terres du Canada doivent être convertis en accords d'exploration qui exigent notamment l'élaboration d'un plan de retombées au Canada à la satisfaction du gouvernement fédéral.

Autre avertissement de pénurie de pétrole

Dans un rapport d'étude publié en novembre, aux États-Unis, Cambridge Energy Research Associates affirme que l'OPEP pourrait plonger le monde dans une troisième crise de l'énergie, et ce dès 1986. « Une hausse de la consommation d'énergie primaire, si faible soit-elle, risque d'entraîner une augmentation beaucoup plus considérable de la consommation mondiale de pétrole et aboutir à une explosion de la demande de pétrole de l'OPEP », peut-on y lire.

Révision du programme ERIF

En novembre, d'autres mesures sont prises dans le cadre du Programme de l'énergie renouvelable dans l'industrie forestière (ERIF) pour rehausser l'intérêt du programme et lui permettre de mieux promouvoir l'utilisation des énergies renouvelables. Les entreprises peuvent désormais compter comme frais admissibles le coût en capital des systèmes bioénergétiques et le coût des bâtiments qui les abritent, jusqu'à concurrence de 20 p. 100 des coûts du projet. Rappelons que le programme ERIF aide financièrement des établissements industriels, commerciaux et institutionnels à convertir et à construire des installations de production d'énergie qui utilisent des résidus ligneux, des déchets municipaux, agricoles ou industriels ainsi que de la tourbe et d'autres formes de biomasse.

Réductions d'effectifs à EACL et fermeture possible d'usines d'eau lourde

En novembre, Énergie atomique du Canada ltée (EACL) réduit ses effectifs à Mississauga et à Montréal, faute d'acheteurs pour les réacteurs CANDU et les services connexes. Elle fait savoir en outre qu'elle pourrait fermer ses usines d'eau lourde de Glace Bay et de Port Hawkesbury, en Nouvelle-Écosse, où des stocks se sont accumulés depuis 1980 à un coût d'environ 100 M$.

Modification des critères de

En novembre, le gouvernement fédéral modifie les critères des paiement des subventions du Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes (PITRC), afin d'augmenter

1982-21 paiement des subventions du PITRC

l'efficacité des activités d'économies d'énergie et de contribuer à atteindre les objectifs annoncés à ce sujet dans le budget fédéral du 27 octobre. Les subventions du PITRC couvriront désormais 60 p. 100 des coûts des matériaux et de la main-d'œuvre, au lieu de 100 p. 100 des coûts des matériaux et 33 p. 100 des coûts de la main-d'œuvre, mais la subvention imposable demeure plafonnée à 500 $. Le montant total des subventions versées entre la date de lancement du programme, en 1977, et le 30 septembre 1982 se chiffre à 631,4 M$.

Programme de subventions pour les véhicules au propane

Selon les résultats d'une analyse effectuée en décembre, des demandes de subventions pour 17 400 véhicules ont été présentées depuis le lancement du Programme de subventions pour les véhicules au propane, en juin 1981. Près de 6,3 M$ ont été versés en vue de la conversion de 15 700 véhicules. Le programme offre une subvention maximale de 400 $ pour modifier des véhicules afin de leur permettre de fonctionner au propane. Le gouvernement espère convertir 100 000 véhicules d'ici 1985, ce qui lui permettrait de remplacer 13 000 b/j de pétrole. Offert aux propriétaires de véhicules commerciaux et agricoles, ce programme est doté d'un budget de 38 M$ sur cinq ans.

Achèvement de la construction du pipeline de North Bay de Trans-Canada

Le 2 décembre, TransCanada PipeLines Ltd. annonce qu'il a terminé la construction de son gazoduc long de 426 km qui va de North Bay jusqu'à Morrisburg en passant par la vallée de l'Outaouais. Entièrement situé en Ontario, ce pipeline a coûté 420 M$. Il sert de raccourci pour alimenter les nouveaux marchés du gaz naturel dans l'Est du Canada et desservir les collectivités de la vallée de l'Outaouais.

Exploration de la mer de Beaufort par Dome : résultats décevants

En décembre, Dome Petroleum annonce que son programme d'exploration de la mer de Beaufort a produit des résultats décevants en 1982. Elle n'a pas découvert de pétrole; des trois puits de gaz qu'elle a testés, deux étaient secs et l'autre a rendu de faibles débits. Ces piètres résultats ne font qu'ajouter aux problèmes de l'entreprise, qui commence à éprouver de sérieuses difficultés financières.

Acquisition de Petrofina par Petro-Canada : critiques du vérificateur général

Dans son rapport annuel publié en décembre, le vérificateur général juge très sévèrement la décision de Petro-Canada de faire l'acquisition de Petrofina Ltd. à un prix de 1,7 G$ sans avoir démontré au gouvernement fédéral le bien-fondé de cette transaction. Cette observation s'inscrit dans des commentaires plus généraux où il déplore le manque de responsabilisation ou d'obligation de rendre compte au sein des sociétés d'État.

Le PCRP atteint 16 p. 100 de son objectif pour 1990

À la fin de décembre, le Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP), qui a été annoncé en octobre 1980 dans le cadre du PEN et qui fonctionne maintenant depuis un an et demi, a aidé à convertir plus de 384 000 unités d'habitation du mazout à d'autres sources d'énergie, ou encore à réaliser des travaux d'isolation. Le gouvernement espère convertir 2 341 000 unités d'habitation d'ici 1990, et 16 p. 100 de cet objectif a été atteint. Le PCRP et d'autres programmes d'économies d'énergie et de remplacement du pétrole ont déjà permis de diminuer la demande de pétrole de 10 p. 100.

Révision à la baisse des prévisions de la consommation d'électricité

L'incertitude qui entoure les programmes d'expansion des services publics d'électricité a amené les entreprises à revoir à la baisse leurs prévisions de la demande pour la période de 1982 à 2000. Les taux de croissance annuelle moyenne sont rajustés comme suit : Prévision précédente Prévision de 1982 Ontario Hydro 3,2 p. 100 2,2 p. 100 Hydro-Québec 4,6 p. 100 3,7 p. 100 B.C. Hydro 5,0 p. 100 4,1 p. 100

1982-22

Accords d'exploration en 1982

Le 31 décembre, l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC) a conclu 47 accords d'exploration pétrolière et gazière en vertu de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada proclamée le 5 mars 1982. Ces accords, dont la durée varie de 18 mois à six ans, couvrent 26 millions d'hectares de terres et prévoient le forage de 65 puits d'exploration. On estime qu'ils pourraient générer des activités d'une valeur de plus de 3 G$. Fin décembre, il reste à négocier environ 150 accords d'exploration dans les terres du Canada. Dans les régions pionnières, les activités se poursuivent à un rythme frénétique, alors que dans l'Ouest canadien, l'industrie a dû réduire ses activités et se trouve aux prises avec un problème de sous-utilisation de la capacité de production.

Accords fédéraux-provinciaux de démonstration des économies d'énergie et des énergies renouvelables

À la fin de décembre, 59 M$ de contributions ont déjà été versées aux Accords fédéraux-provinciaux de démonstration des économies d'énergie et des énergies renouvelables (ADEEER), dont 35 M$ du gouvernement fédéral. En 1979, le gouvernement fédéral a commencé à conclure des ententes quinquennales de cofinancement avec les provinces; à la fin de 1982, 265 projets sont en cours. Le programme vise à faire la démonstration de nouvelles technologies appliquées aux économies d'énergie et aux énergies renouvelables. La plupart des provinces ont conclu un ADEEER.

Subventions à l'enlèvement de la mousse isolante d'urée-formaldéhyde (MIUF)

Fin décembre, le gouvernement fédéral annonce une augmentation de la subvention consentie aux propriétaires pour les aider à enlever la mousse isolante d'urée-formaldéhyde (MIUF) de leurs maisons. Il s'agit d'une majoration de 500 $ qui porte le montant de la subvention à 5 500 $. En décembre 1981, le gouvernement a annoncé un programme d'aide d'une valeur totale de 110 M$. Un an plus tôt, le 18 décembre 1980, il avait interdit l'utilisation de la MIUF, en raison des dangers qu'elle comporte pour la santé. En juillet 1982, le Parlement a adopté un projet de loi autorisant le paiement de subventions non imposables de 5 000 $, afin d'aider quelque 80 000 propriétaires qui avaient utilisé ce produit isolant.

La Cour suprême reconnaît le droit de contester la décision de construire le tronçon préalable

Le 21 décembre, la Cour suprême du Canada juge que Ian Waddell (député de Vancouver-Kingsway) a le droit de contester devant les tribunaux une décision du Cabinet fédéral de 1980 autorisant la construction préalable des tronçons canadiens du gazoduc de la route de l'Alaska. Le député s'est adressé aux tribunaux pour déterminer si le Cabinet était habilité à prendre cette décision sans passer par une modification législative. La Cour suprême de la Colombie-Britannique doit entendre la cause en mai 1983. M. Waddell a dû attendre deux ans pour qu'on lui reconnaisse le droit de déposer cette poursuite.

Survol des initiatives du PEN - 1982

Compte tenu de l'état de la situation énergétique en décembre, il est clair que les nombreuses initiatives prises au cours de l'année, notamment les mesures prévues dans la Mise à jour 1982 du Programme énergétique national (PEN) publiée en mai, ont été conçues pour contrer la baisse d'activité de l'industrie pétrolière et gazière dans l'Ouest canadien. Une grande partie de la capacité de production des champs pétroliers demeure inutilisée dans la région, à cause de la chute de la demande intérieure, elle-même attribuable dans une large mesure à l'impact des programmes d'économies d'énergie et de remplacement du pétrole institués par le PEN. Le recul des cours mondiaux du pétrole, tout à fait contraire aux prévisions de l'entente Canada-Alberta de septembre 1981, qui allaient plutôt dans le sens d'une augmentation rapide des prix, n'est pas de nature à encourager le lancement de nouvelles entreprises d'exploration, sauf dans les régions pionnières et les terres du Canada, où les petites entreprises n'ont pas l'habitude d'exercer des activités. Un problème de sous-utilisation de la capacité de production est aussi en train de se développer dans les champs de gaz de l'Ouest canadien, en partie à cause d'une diminution de la demande à l'exportation; c'est pourquoi le gouvernement fédéral a pris de nombreuses mesures en matière de fixation des prix et de commercialisation au cours de l'année pour tenter d'améliorer le marché intérieur du gaz naturel. Ces initiatives ont réduit à néant les efforts de commercialisation du pétrole. Ainsi, plusieurs programmes du PEN jouent l'un contre l'autre dans un marché énergétique qui connaît actuellement un déclin en raison de la récession économique générale du début des années 1980 et des progrès accomplis sur le plan de l'efficacité énergétique. Nous avons déjà mentionné les nombreuses initiatives mises sur pied pour accroître l'utilisation du gaz naturel sur le marché intérieur, à savoir :

1982-23 • le Programme canadien de remplacement du pétrole, qui accorde des

subventions de 800 $ pour convertir des appareils de chauffage à mazout à d'autres sources d'énergie;

• le prolongement du gazoduc TQM vers l'est, au Québec, en direction des Maritimes;

• le Programme d'aide à la commercialisation du gaz, d'une valeur de 100 M$, pour aider les distributeurs du Québec à promouvoir le gaz naturel dans de nouvelles zones de desserte;

• le programme de construction de gazoducs latéraux au Québec, d'une valeur de 500 M$;

• le Programme d'expansion des réseaux de distribution, pour aider les entreprises de service public à conquérir de nouveaux marchés;

• le Programme d'aide à la conversion industrielle, pour favoriser le remplacement du pétrole par le gaz naturel.

Un grand nombre de mesures ont également été instituées pour améliorer la rentabilité de la production et de la commercialisation du pétrole, entre autres :

• la mise en oeuvre du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), doté initialement d'un budget de 1,9 G$ jusqu'en mars 1983;

• l'élargissement du champ d'application du Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP);

• la création du Prix spécial de l'ancien pétrole (PSAP), fixé à 75 p. 100 du prix mondial, et son application au pétrole découvert après 1973;

• la réduction des taux de l'IRP, de l'IRPS et d'autres taxes annoncées dans le PEN;

• des mesures spéciales pour promouvoir l'exportation des bruts lourds; • des mesures de restriction, consacrées par une modification du Programme

d'indemnisation des importateurs de pétrole, afin de limiter les importations de pétrole;

• l'aide offerte dans le cadre du Programme d'indemnisation relatif au transfert du pétrole canadien, pour favoriser le transport du brut albertain à l'est de Montréal, jusque dans les Maritimes.

1983-1 L'ANNÉE 1983

Rajustements des prix intérieurs du pétrole

Le 1er janvier, la Redevance d'indemnisation pétrolière (RIP) est réduite de 16 $/m3 (2,54 $/b), et le prix moyen à la tête du puits augmente de 25,17 $/m3 (4 $/b). Cette hausse se répercutera à la consommation des produits pétroliers le 2 mars. Autrement dit, une baisse des prix de 1,6 cent le litre sera suivie 60 jours plus tard par une hausse de 2,3 ¢/L. Par la suite, le 15 mars, lorsque le prix international du pétrole sera réduit de 35 à 29 $US/b, la question de la fixation des prix intérieurs fera l'objet d'un vif débat au Canada.

Le consortium Scotia Coal Synfuels Project

En janvier, le gouvernement fédéral entame des négociations avec le consortium Scotia Coal Synfuels Project en Nouvelle-Écosse, en vue de l'attribution d'un contrat de 750 000 $ pour tester un nouveau procédé de liquéfaction à haut rendement sur le charbon du Cap-Breton. Ce contrat s'inscrit dans le cadre d'un projet de 1,25 M$, d'une durée d'un an, au moyen duquel le consortium tente de déterminer si le charbon de la Nouvelle-Écosse se prête à la liquéfaction à l'échelle commerciale. En février, des questions sont posées à la Chambre au sujet d'un éventuel conflit d'intérêts de l'ancien ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources, qui est aussi un des dirigeants du consortium, étant donné que le projet doit bénéficier de l’aide financière d'un programme de remplacement du pétrole dont l'ancien ministre avait la responsabilité. Le gouvernement soutient que l'ex-ministre n'a obtenu aucun accès ni aucun traitement préférentiel au cours des deux dernières années. Le 23 février et le 3 mars, tous les documents relatifs au projet Synfuels et à la controverse l'entourant sont déposés à la Chambre des communes. En mai, le gouvernement annonce qu'il a retiré son offre de 750 000 $ mais que la Nouvelle-Écosse recevra des fonds en vertu de l'Entente Canada-Nouvelle-Écosse sur les économies de pétrole et son remplacement si elle décide d'aller de l'avant avec les études de faisabilité destinées à évaluer la valeur technique du projet. Ainsi, bien que la subvention fédérale de 750 000 $ n'ait pas été versée en 1983, le consortium, y compris la Société de développement du Cap-Breton, poursuivra certains essais au cours de l'année.

Audiences de l'ONE sur les exportations de gaz – exportations approuvées

En janvier, l'Office national de l'énergie (ONE) délivre des permis autorisant des exportations de gaz naturel de l'ordre de 12,2 EJ, soit l’équivalent de 11,5 Mpi3, qui représentent environ les deux tiers des volumes que l'ONE a estimés excédentaires par rapport aux besoins canadiens. Le 31 mars, le gouvernement fédéral approuve les nouveaux permis, mais l'ONE s'attend qu'une petite partie seulement du gaz dont l'exportation a été autorisée sera acheminée sur les marchés américains avant la fin de 1984, en raison des excédents de gaz qui existent aux États-Unis. Les recommandations de l'ONE font suite à des audiences majeures qui ont commencé en mars 1982; le rapport de la phase I a été remis le 14 mai 1982, tandis que les rapports et les recommandations issus des phases II et III le seront le 27 janvier 1983. Le volume de gaz naturel dont l'exportation est autorisée est inférieur à la moitié des 26,5 EJ demandés par les 13 entreprises qui ont pris part aux audiences générales sur les exportations de gaz tenues entre mars et novembre 1982. Dome Petroleum a obtenu un permis l'autorisant à expédier 2,4 EJ de GNL au Japon au cours de la période de 15 ans comprise entre 1986 à 2001, et les 9,8 EJ qui restent doivent être exportés dans des marchés existants et de nouveaux marchés des États-Unis, en majeure partie entre 1985 et 1994. Les nouvelles exportations de 12,2 EJ s'ajoutent aux 12 EJ qui restent à exporter aux termes des permis en vigueur. La dernière autorisation d'exportations majeures remonte à novembre 1979; l'ONE a alors délivré des permis bons pour 4,1 EJ. Les Motifs de décision que l'ONE publiera le 27 janvier 1983 constituent un témoignage important sur les attentes qui existaient au début des années 1980 en ce qui concerne l'approvisionnement et la commercialisation du gaz naturel.

Perspectives de l'industrie pétrolière tributaires des mouvements des prix - activités d'exploration faibles mais rapatriement des

Dans les rapports publiés au début de janvier, l'Association pétrolière canadienne et la Independent Petroleum Association of Canada entrevoient une amélioration des perspectives de l'industrie pétrolière dans les mois qui viennent, lorsque commenceront à se faire sentir les effets des mesures stratégiques prises en 1982 par le gouvernement fédéral et les provinces. Cependant, l'incertitude considérable qui entoure le prix international du pétrole a un impact direct sur le régime des prix canadiens. En février, l'industrie du forage fera état de son plus faible niveau d'activité en sept ans, et plusieurs secteurs de l'industrie pétrolière demanderont

1983-2 installations de forage des États-Unis

instamment que des changements soient apportés à la structure des prix du pétrole et à la politique de commercialisation du gaz naturel afin de stimuler l'activité d'exploration dans l'Ouest canadien. Malgré l'incertitude dans laquelle se trouve plongée l'industrie canadienne, de plus en plus d'entreprises pétrolières canadiennes, qui avaient quitté le Canada au début des années 1980 pour tenter leur chance aux États-Unis dans l'espoir d'y trouver des conditions meilleures, rapatrieront leurs installations de forage au Canada au milieu de 1983, car l'industrie américaine est plongée dans un profond marasme et que les travaux d'exploration ont produit des résultats peu encourageants dans les régions qui produisent peu. L'essor de l'industrie américaine s'est arrêté au milieu de 1981, peu après que 300 entreprises canadiennes eurent transféré aux États-Unis environ 3 G$ et 114 installations de forage.

Le problème de la sous-utilisation de la capacité de production, et sa relation avec le commerce du pétrole

Le degré de sous-utilisation du potentiel de production des champs de pétrole et de gaz de l'Ouest canadien en janvier et jusqu'en 1983 demeure un baromètre de la rentabilité de l'industrie. En janvier, l'Alberta a en main 200 000 b/j de brut léger qu'elle ne peut commercialiser. La Independent Petroleum Association of Canada se plaindra de la situation en février; elle prétendra qu'une sous-utilisation de 100 000 b/j coûte à l'industrie 1,5 G$/an; elle recommande que les raffineurs soient tenus d'accepter tout le pétrole intérieur offert au cours d'un mois donné et que soient autorisées des exportations à court terme aux États-Unis. En avril, le gouvernement de l'Alberta, déplorant la perte de marchés dans l'Est du Canada au profit des importations coûteuses, exercera des pressions pour que l'ONE accepte un prix négocié entre les acheteurs américains et les vendeurs canadiens, qui ne serait pas inférieur au prix intérieur pratiqué actuellement. En juin, les initiatives des gouvernements et de l'industrie auront permis d'atteindre la capacité de production en Alberta et en Saskatchewan; grâce à une augmentation des exportations et à une réduction des importations, le Canada exportera davantage de pétrole qu'il n'en importe pendant les six premiers mois de 1983. Ce résultat découle en particulier d'une décision prise par l'ONE en février d'approuver des exportations de pétrole léger pour la première fois en cinq ans.

Sondage Gallup sur l'énergie nucléaire

En janvier, un sondage Gallup révèle que seulement 20 p. 100 des Canadiens interrogés estiment que le Canada devrait accroître sa production électronucléaire. Un résultat de 31 p. 100 avait été obtenu dans un sondage réalisé au début de 1982, et de 41 p. 100 en 1976.

Point Lepreau : contrat d'approvisionnement en uranium de la Saskatchewan et plan d'expansion

En janvier, la Saskatchewan Mining Development Corporation et la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick (Énergie NB) passent un contrat à long terme en vue de fournir un concentré d'uranium de la Saskatchewan à la centrale nucléaire de Point Lepreau. Lorsqu'elle fonctionnera à capacité, la centrale de Lepreau consommera 200 000 lb d'U3O8 par année, et tout cet uranium doit provenir de la Saskatchewan. Énergie NB vient d'être autorisée par l'Office national de l'énergie à exporter 335 MW d'électricité par année aux États-Unis, jusqu'en 1990. En avril, Énergie atomique du Canada ltée et Énergie Nouveau-Brunswick vont entreprendre une étude de faisabilité en vue de doter la centrale de Point Lepreau d'un deuxième réacteur nucléaire de 600 MW dont la production serait essentiellement exportée aux États-Unis au début des années 1990; on tentera alors de déterminer si un projet d'expansion de cette nature serait réalisable sur le plan commercial. La centrale de Point Lepreau a commencé à produire de l'électricité en septembre 1982; elle sera déclarée en service le 31 janvier 1983.

Mines de charbon Quintette et Bullmoose, dans le nord-est de la Colombie-Britannique - problème de prix avant le démarrage

En janvier, Quintette Coal Ltd. signe un contrat de près de 950 M$ avec un groupe de 55 banques internationales, en vue de réaliser son projet d'exploitation de charbon dans le nord-est de la Colombie-Britannique. Ce prêt, un des plus généreux jamais consentis pour un projet minier, ajouté aux 350 M$ investis par les entreprises actionnaires, mettent à la disposition de l'entreprise 1,3 G$ pour réaliser un projet qui doit lui permettre de produire environ 5 Mt de charbon cokéfiant et 1,3 Mt de charbon thermique par année à compter de 1984, afin d'approvisionner les marchés japonais sur une période de 15 ans. Le projet consiste à mettre en valeur quatre mines à ciel ouvert de charbon cokéfiant et thermique; les travaux à la première mine ont commencé en 1982. La planification du programme d'exploitation de la mine Quintette et de la mine voisine, propriété de Tech-Bullmoose Coal Inc., a débuté en 1976. Le premier chemin de fer électrifié d'Amérique du Nord doit transporter le charbon des deux mines jusqu'à un point situé à 130 km au sud d'Anzac et 125 km au nord de Prince George; le charbon empruntera alors la ligne principale de B.C. Rail jusqu'à Prince George et, de là, il sera acheminé vers l'ouest jusqu'à Prince Rupert par le CN. La Société canadienne

1983-3 des ports et Federal Commerce and Navigation Ltd. sont en train de construire, près de Prince Rupert, un terminal charbonnier où le charbon pourra être transbordé au rythme de 9 000 t l'heure. On dit que la mine Quintette a des réserves de charbon de plus de 5 Gt, qui représentent 40 ans d'approvisionnement aux taux de production prévus. La mine Bullmoose a des réserves de 80 Mt qui seront exploitées à un rythme de 2,3 Mt par an. Les investissements dans les deux mines sont estimés à 3 G$. On s'attend que l'exportation du charbon des mines Quintette et Bullmoose générera (en dollars de 1983) un excédent de la balance des paiements de l'ordre de 5,5 G$ sur les 20 prochaines années. Cependant, au milieu des années 1980, l'industrie éprouvera des problèmes d'exploitation et de commercialisation qui viendront modérer les attentes à l'égard de cet important projet régional. En août, les acheteurs japonais réclameront une réduction de 15 à 20 p. 100 du prix négocié, qui se chiffre à 94 $CAN la tonne longue dans le cas du charbon de Quintette, et à 96 $ dans le cas du charbon de Bullmoose, de même qu'une réduction des volumes négociés.

Déclin des marchés du charbon

À l'heure où le mégaprojet du charbon du nord-est de la Colombie-Britannique doit bientôt entrer en production, il y a déjà des signes que les exportations canadiennes de charbon prévues pour la seconde moitié des années 1980 pourraient être retardées de plusieurs années en raison du resserrement des marchés mondiaux. En mars, les producteurs de charbon de la Colombie-Britannique appréhenderont une baisse de 100 M$ de leurs recettes pour la prochaine année financière, surtout à cause d'une réduction de 13 $US/t des prix prévus par les contrats conclus entre les acheteurs japonais et les producteurs du sud de la province. Au Japon, la production d'acier est tombée à son plus bas niveau en dix ans, et on s'attend à une diminution d'environ 30 p. 100 des importations de charbon.

Entente internationale au sujet de la commercialisation de l'uranium

Deux sociétés d'État fédérales, Uranium Canada limitée et Eldorado Nucléaire limitée, comparaissant devant la Cour suprême du Canada le 27 janvier, prétendent qu'à titre de serviteurs de l'État, elles sont à l'abri de toute poursuite judiciaire sur des accusations de conspiration pour former un cartel d'uranium. Elles allèguent que la société de la Couronne est l'« alter ego » du ministre de l'Énergie et du Cabinet, et ne fait qu’appliquer la politique gouvernementale, rien de plus. À la fin de l'année, en décembre, la Cour suprême statuera que les deux prétendus conspirateurs, Eldorado et Uranium Canada, ne peuvent être poursuivis en raison de leur statut de société d'État. Peu après, le ministre fédéral de la Justice annoncera que le gouvernement fédéral laisse tomber les accusations de collusion dans la fixation des prix portées contre quatre entreprises privées; le contraire serait injuste, les accusations contre les deux sociétés de la Couronne ayant été retirées. Les poursuites ont été engagées en 1981 en vertu des lois contre les coalitions.

Échec des négociations sur les ressources extracôtières de Terre-Neuve

Le 26 janvier, le ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources déclare en conférence de presse qu'il en est venu à la conclusion que le gouvernement de Terre-Neuve n'est pas intéressé à trouver une solution négociée au problème des ressources extracôtières. Il prétend que Terre-Neuve a quitté la table des négociations, tandis que le gouvernement provincial informe la presse que les pourparlers ne reprendront que lorsque le gouvernement fédéral aura répondu aux 17 points majeurs qu'il a soulevés. Le gouvernement fédéral estime que la question doit maintenant être tranchée par les tribunaux. Le 21 février, au cours d'un débat à la Chambre des communes, on produira des messages échangés par télex entre les deux gouvernements et on exposera les points sur lesquels les parties s'entendaient avant que les négociations n'échouent.

Problèmes de l'industrie pétrochimique

Après une réduction substantielle de ses revenus en 1982, l'industrie pétrochimique canadienne se trouve, en janvier 1983, dans un état affaibli et vulnérable. Certaines entreprises sont durement touchées, notamment les sociétés de gaz de l'Ouest du Canada qui font démarrer de nouvelles usines et de nombreuses entreprises établies dans les centres de production de Sarnia-Montréal qui dépendent du pétrole. Les gains sont insuffisants pour couvrir les coûts d'exploitation dans le cas du principal producteur pétrochimique de Montréal (Petromont) et pour couvrir le service de la dette dans le cas du plus gros des deux producteurs de Sarnia (Petrosar). Dans les années 1970, l'industrie a connu une assez bonne performance grâce à un meilleur accès aux marchés étrangers et aux coûts très avantageux de la matière première en raison de l'augmentation des prix du pétrole à l'extérieur du Canada. L'industrie pétrochimique a construit de grandes raffineries dans l'Est du Canada et, à la fin des années 1970, elle a connu un essor considérable en Alberta. En

1983-4 1983, on cherche des solutions aux problèmes relevés en 1982 par le groupe de travail interministériel sur l'industrie pétrochimique, dans une étude approfondie de l'industrie.

Mécanisme de consultation Canada-É.-U. - priorité aux problèmes de commercialisation du gaz naturel

Le 1er février, les membres du Mécanisme de consultation Canada-É.-U. constitué en mars 1979 se rencontrent pour permettre aux deux pays de se tenir informés mutuellement de l'évolution de leur situation énergétique et de parler des problèmes que la politique d'un pays pourrait causer à l'autre pays, de manière à améliorer la collaboration bilatérale dans le domaine de l'énergie. Ce comité s'est déjà réuni à plusieurs reprises, mais aucune rencontre n'a eu lieu depuis décembre 1980, sauf pour discuter spécifiquement de questions d'investissement dans le secteur de l'énergie en 1981 et 1982, lorsque le PEN suscitait des préoccupations au sein de l'administration américaine. À leur rencontre de février 1983, les membres du Mécanisme discutent de questions d'actualité relatives au commerce des hydrocarbures et de l'électricité, mais ils accordent une attention particulière aux échanges de gaz naturel. En raison des problèmes qui affligent les marchés du gaz naturel, ils conviennent de poursuivre le dialogue sur les questions connexes et prévoient de se rencontrer à nouveau. Des réunions se tiendront le 17 mars et le 28 septembre; on se concentrera alors sur la question du commerce du gaz naturel. Les représentants des États-Unis informent leurs homologues canadiens que le marché américain évolue rapidement vers un régime basé sur les négociations entre acheteurs et vendeurs. Les mesures prises au Canada pour s'adapter aux changements rapides qui s'opèrent sur le marché des États-Unis sont utiles, mais les Américains réclament l'abandon du régime de prix uniforme à la frontière et l'élargissement de la formule des négociations entre acheteurs et vendeurs. Les représentants du Canada réaffirment la nécessité de demeurer compétitifs sur le marché américain.

Pressions en faveur de la déréglementation

En février, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) des États-Unis prévient le Canada que, à moins d'une réduction des prix du gaz naturel dans les deux pays, le gaz pourrait perdre jusqu'à 10 p. 100 de son marché au profit du mazout de faible qualité et peu coûteux. Aux États-Unis, on légifère en vue de déréglementer le gaz naturel de manière à mettre en place un véritable système de marché. Dans une allocution prononcée le 18 mai devant la Independent Petroleum Association of Canada, le ministre de l'Énergie de l'Alberta réaffirme la position de son gouvernement au sujet de l'importance de la déréglementation des prix du pétrole et du gaz, un point de vue exprimé par Petro-Canada en février. Un sondage effectué par la Fédération canadienne de l'entreprise indépendante en juin révèle que 54 p. 100 des personnes interrogées sont en faveur de l'idée de laisser augmenter les prix intérieurs du pétrole brut jusqu'aux niveaux mondiaux, au lieu du régime actuel qui limite le prix de la majeure partie du pétrole canadien à 75 p. 100 du prix international, sauf dans le cas du pétrole protégé par le régime du Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP). L'intérêt pour la déréglementation continuera de se manifester tout au long de l'année, et un certain nombre de mesures seront prises pour modifier le régime de fixation des prix, notamment la mise en place, en juillet, du Régime de tarifs incitatifs reliés au volume pour le gaz naturel.

Programme de démonstration de la maison à haut rendement énergétique pour la construction résidentielle

En février, le gouvernement prend un certain nombre de mesures pour atteindre ses objectifs en matière d'économies d'énergie et de mise en valeur des énergies renouvelables. Le 5 février, le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources (EMR) et l'Association canadienne de l'habitation et du développement urbain (ACHDU) concluent une entente destinée à faciliter la construction de 300 maisons à très haut rendement énergétique à travers le Canada, dans le cadre du Programme de démonstration de la maison à haut rendement énergétique (PMHRE) que le gouvernement fédéral a lancé en octobre 1982 et qui, doté d'un budget de 6 M$, permet de former les constructeurs aux techniques de construction et de commercialisation des maisons à haut rendement énergétique, appelées maisons R-2000. Dans le PMHRE, les constructeurs choisis pour construire une maison R-2000 reçoivent une contribution de 6 500 $ qui les aidera à payer les coûts de leur participation au programme de démonstration. En septembre, 270 constructeurs recrutés à la grandeur du Canada auront été choisis pour construire des maisons R-2000 conçues pour réduire les besoins en chauffage dans une proportion de 60 à 80 p. 100 et la consommation d'énergie des chauffe-eau dans une proportion de 50 p. 100. Ce programme connaîtra passablement de succès et aura un impact considérable sur l'industrie de la construction. L'ACHDU coordonnera la construction et la démonstration des maisons R-2000, recommandera des constructeurs et mettra en oeuvre des

1983-5 activités de formation et d'éducation à l'intention des constructeurs.

Gaz naturel comprimé : programme pour les véhicules

En février, le gouvernement fédéral annonce deux nouveaux programmes destinés à favoriser l'utilisation du gaz naturel comprimé (GNC) comme carburant de rechange à l'essence. Un des programmes fournit une contribution imposable, jusqu'à concurrence de 50 000 $, à chacun des 125 exploitants de stations-service qui désirent installer un poste de ravitaillement en GNC. Le second programme offre des contributions imposables à des utilisateurs commerciaux et à des particuliers, jusqu'à concurrence de 500 $, pour les aider à payer le coût de conversion d'un véhicule à GNC, estimé à 1 800 $. Le gouvernement compte convertir 35 000 véhicules dans le cadre de ce programme qui doit entrer en vigueur le 1er avril 1983 pour se terminer le 31 mars 1987.

Réduction de la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel pour garder le gaz compétitif dans l'Est du Canada

Le 1er février, le gouvernement fédéral réduit la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (TGNLGN) de 18 ¢/kpi3, afin de limiter le prix de gros du gaz à 65 p. 100 du coût d'une quantité équivalente de pétrole dans l'Est du Canada. L'entente de septembre 1981 conclue entre le gouvernement fédéral et le gouvernement de l'Alberta a prévu une majoration du prix payé aux producteurs de gaz naturel tous les six mois, croyant que le prix du pétrole allait continuer d'augmenter. Or, les prix du pétrole n'ont pas augmenté. Aussi, afin de permettre aux producteurs de bénéficier de la hausse de 25 ¢/kpi3 prévue pour le 1er février, le gouvernement fédéral n'a d'autre choix que de réduire sa TGNLGN. Plusieurs autres rajustements de prix devront ainsi être effectués parce que les événements auront fait mentir les prévisions. En mars, devant le recul des prix du pétrole, le gouvernement fédéral prévoira des difficultés à majorer le prix du gaz naturel en août et envisagera la possibilité d'élever le plafond à 70 p. 100 du prix du pétrole.

Inquiétude des banques au sujet des prix du pétrole

En février, les banques canadiennes se montrent préoccupées par les prêts de 20 G$ consentis à des entreprises énergétiques canadiennes, qui se trouvent maintenant coincées entre la politique du PEN qui les oblige à limiter la plupart des prix du pétrole à 75 p. 100 des prix mondiaux, d'une part, et une structure fiscale onéreuse fondée sur des prix beaucoup plus élevés que les niveaux actuels. Même si quelques-unes des taxes ont été réduites au milieu de 1982, le gouvernement doit les ramener à leur niveau antérieur en juin.

Propriété des ressources extracôtières : Terre-Neuve perd sa cause devant les tribunaux

Le 17 février, la Cour d'appel juge que Terre-Neuve n'est pas le propriétaire des ressources extracôtières situées au large de ses côtes. Elle conclut que Terre-Neuve n'exerçait aucun contrôle sur les territoires extracôtiers lorsqu'elle était encore un État souverain avant d'entrer dans la Confédération en 1949, et qu'elle n'est pas propriétaire des ressources extracôtières étant donné que le Royaume Uni n'a pas adopté de lois ni de décrets autorisant la province à revendiquer la propriété de ces terres. Plus tard au cours du mois, la Cour suprême du Canada entendra le renvoi du 19 mai 1982 concernant la prétention du gouvernement fédéral sur la région du champ de pétrole Hibernia au large de Terre-Neuve. Les avocats du gouvernement fédéral demandent instamment à la Cour de confirmer un jugement de 1967 qui reconnaissait au gouvernement fédéral la propriété des ressources situées au large des côtes de la Colombie-Britannique, alléguant que la situation de Terre-Neuve est identique. Le 8 mars 1984, la Cour suprême statuera sur le renvoi fédéral de mai 1982. Les juges décideront à l'unanimité que c'est le Canada, et non Terre-Neuve, qui a le droit d'explorer et d'exploiter les ressources minérales et naturelles dans la région du champ Hibernia, de même que le droit de légiférer en la matière.

Mise en garde de l'ONE contre un excès d'optimisme à l'égard des ressources de la plate-forme Néo-Écossaise

En février, le président de l'Office national de l'énergie (ONE), dans une communication présentée à l'occasion du Canadian National Energy Forum, met son auditoire en garde contre un excès d'optimisme au sujet des avantages qui seront tirés de la mise en valeur du gaz au large de la Nouvelle-Écosse. Il souligne que le marché du gaz américain est actuellement en déroute et qu'il s'achemine vers un régime de concurrence des prix; il demeurera donc probablement instable pendant encore plusieurs années. Les producteurs qui exercent des activités sur la plate-forme Néo-Écossaise comptent sur l'ouverture de débouchés à l'exportation. Une mise en garde semblable sera servie en juin par le Conseil économique du Canada, alors que l'activité d'exploration extracôtière aura atteint un niveau sans précédent. À la fin des années 1980, les ressources gazières de la plate-forme Néo-Écossaise ne seront toujours pas exploitées, et l'activité d'exploration sera faible.

Ressources pétrolières et gazières de

En février, la Commission géologique du Canada met à jour son évaluation des ressources pétrolières et gazières de l'archipel Arctique. Le premier puits d'exploration de l'archipel

1983-6 l'archipel Arctique Arctique a été foré il y a maintenant 20 ans, plus précisément à Winter Harbour, sur l'île

Melville; depuis, l'industrie a dépensé 1 G$ en programmes d'exploration et foré 161 puits qui ont permis de découvrir 12 Tpi3 de réserves de gaz et 300 Mb de pétrole. Les ressources totales en gaz sont estimées à 92,4 Tpi3, tandis que le potentiel pétrolier est estimé à 4,8 Gb; il s'agit, dans les deux cas, d'une estimation moyenne.

Proclamation de la Loi sur la surveillance du secteur énergétique qui remplace la Loi sur le contrôle des sociétés pétrolières

Le 24 février, est promulguée la Loi sur la surveillance du secteur énergétique, qui confirme le mandat confié au gouvernement fédéral par les lois précédentes, d'obtenir de l'information sur les activités des sociétés pétrolières au Canada. L'information recueillie en vertu de cette loi est publiée deux fois par année dans les rapports de l'Agence de surveillance du secteur pétrolier. On y communique des renseignements à jour sur les activités et le rendement financier de l'industrie pétrolière au Canada. Auparavant, les données étaient obtenues en vertu de la Loi sur le contrôle des sociétés énergétiques, adoptée le 30 juin 1978.

Évaluation des ressources en uranium

En février, le Groupe d'évaluation des ressources en uranium (GERU) d'EMR rend publiques ses estimations révisées provisoires des ressources en uranium exploitables au Canada au 31 décembre 1981. Les ressources mesurées en uranium se chiffrent à 45 000 tU dans une fourchette de prix allant jusqu'à 110 $kgU, et à 5 000 t de plus dans la fourchette de 110 à 160 $kgU, et à 24 000 t de plus dans la fourchette de 160 à 320 $kgU, ce qui donne un total de 71 000 t. Les ressources indiquées s'élèvent à 206 000 tU, tandis que les ressources inférées se chiffrent à 225 000 t dans la fourchette de prix de 110 à 320 $kgU.

Baisse de 4 $ du prix mondial du pétrole - impact sur la situation et les prix au Canada

Le 14 mars, les 13 membres de l'OPEP conviennent de réduire le prix officiel du pétrole de référence de 34 $US/b à 29 $US/b. Ils décident en outre de fixer des quotas de production individuels afin de prévenir une guerre des prix sur un marché mondial qui se resserre. Cette réduction de 5 $ est la plus considérable en 22 ans d'existence de l'OPEP. Jusqu'à maintenant, le pétrole se transigeait sur le marché au comptant au prix de 27,50 $US. Les membres de l'OPEP ont convenu d'abaisser de 1 Mb/j le plafond imposé à la production globale, qui demeurera à 17,5 Mb jusqu'à la fin de 1983. En raison du décalage de quatre à six mois dans le calcul des prix internationaux au Canada, la baisse du prix de l'OPEP décrété à la mi-mars ne se répercutera sur le prix canadien qu'en juillet et ne fera sentir tous ses effets qu'en septembre. Cependant, à cause de la baisse des coûts d'importation avant mars, les prix de l'ancien pétrole classique (PAPC) dépasseront le plafond de 75 p. 100 en juin, et le Prix spécial de l'ancien pétrole (PSAP), institué en mai 1982, finira par disparaître. Au printemps de 1983, un débat s'engage au Canada au sujet du plafond de prix prescrit par l'entente du 1er septembre 1981 entre le gouvernement fédéral et le gouvernement de l'Alberta. Le gouvernement fédéral fait savoir que l'augmentation de prix de 4 $/b prévue pour le 1er juillet 1983 n'aura pas lieu et que les prix pourraient même diminuer, conformément à l'entente. Cette position est vivement contestée par l'Alberta. À la fin du printemps, la conclusion d'une nouvelle entente, ou du moins une modification de l'entente en vigueur, s'imposera nettement. Dans une allocution prononcée le 14 avril, le ministre d'EMR fera le bilan de la situation des prix du pétrole; il indiquera alors que le prix de l'ancien pétrole est limité par le plafond de 75 p. 100 prescrit dans l'entente de septembre 1981, et il parlera des effets néfastes qu'une diminution des prix aurait sur les producteurs de pétrole, malgré le fait que les consommateurs en retireraient des avantages considérables. Le gouvernement pourrait étendre le prix mondial à un plus grand nombre de catégories de pétrole ou encore déréglementer le prix du pétrole canadien de façon à assurer la parité avec le prix international. Le gouvernement fédéral et l'Alberta entameront des négociations qui aboutiront à l'entente modifiée de 1983 (voir aussi les événements de juin). Entre-temps, l'augmentation de prix prévue pour le 1er juillet est annulée. Dans la mesure où l'entente de septembre 1981 présumait que le prix mondial du pétrole serait de 42 $US/b alors que, dans les faits, le prix a baissé à 29 $, les recettes fiscales du gouvernement fédéral passent de 11,4 G$ à 7,8 G$.

Modification de la Loi sur l'ONE au sujet des emprises des lignes de transport d'électricité et des pipelines

Le 1er mars, est proclamé le projet de loi C-60 - Loi modifiant la Loi sur l'Office national de l'énergie, qui prévoit de nouvelles mesures pour protéger les droits des propriétaires touchés par la construction de pipelines et de lignes de transport d'électricité relevant de la compétence du gouvernement fédéral au Canada. De nouvelles procédures d'expropriation donnent aux propriétaires le droit à des audiences publiques locales. La nouvelle loi institue également de nouvelles procédures de négociation et d'arbitrage pour régler les questions

1983-7 d'indemnisation qui se posent entre les entreprises et les propriétaires. Auparavant, l'expropriation des terres en vue de la construction d'un pipeline obéissait aux dispositions de la Loi sur les chemins de fer de 1919. Terre-Neuve exprime son mécontentement à l'égard des dispositions de la loi concernant l'emprise des lignes de transport d'électricité; elle aurait voulu obtenir des droits plus explicites pour faire transiter l'électricité du Labrador par le Québec.

Lancement du Programme national de vérification énergétique (PNVE)

En mars, le gouvernement fédéral signe des ententes avec le Québec en vue du financement du Programme national de vérification énergétique (PNVE). Il en signera avec la Colombie-Britannique en avril et avec d'autres provinces plus tard. Ces ententes, qui doivent expirer le 31 mars 1984, étendent et élargissent le Programme national des autobus de l'énergie, qui a cours dans plusieurs provinces depuis 1978. Les autobus de l'énergie sont équipés pour exécuter des vérifications énergétiques sur place et aider l'industrie à mieux planifier et à rendre plus efficace l'utilisation des sources d'énergie par des mesures d'économies d'énergie. Le gouvernement fédéral assume 80 p. 100 des coûts du Programme, et la province 20 p. 100.

Fermetures de raffineries de pétrole

En mars, Pétroles Esso Canada annonce qu'elle suspendra ses activités à sa raffinerie de Montréal, d'une capacité de 80 000 b/j, à la fin de 1983, à cause de la baisse de la demande de produits pétroliers. Cette décision est fondée sur des études de marché où l'on a examiné l'avenir économique des trois raffineries de la compagnie dans l'Est. En septembre 1982, BP Canada limitée a annoncé qu’elle fermerait sa raffinerie de Montréal et Shell, sa raffinerie d'Oakville, en Ontario, au milieu de 1983 dans les deux cas. Texaco Canada limitée a fermé sa raffinerie de Montréal en octobre 1982.

Décision de Petro-Canada de promouvoir un procédé de traitement de CANMET

En mars, Petro-Canada décide d'investir 135 M$ à sa raffinerie de Pointe-aux-Trembles dans le processus d'hydrocraquage mis au point par le Centre canadien de la technologie des minéraux et de l'énergie (CANMET) d'EMR. Ce procédé convertit le brut lourd en essence et en huile à chauffage plus efficacement que les techniques traditionnelles. En principe, la production doit commencer en 1985. Petro-Canada, en collaboration avec le cabinet d'experts-conseils Lavalin de Montréal, espère commercialiser le procédé sur le marché international.

Acquisition de BP par Petro-Canada

Le 1er mars, Petro-Canada se porte acquéreur de la totalité des actions avec droit de vote en circulation et de 9,4 p. 100 des actions sans droit de vote en circulation de BP Refining and Marketing Canada Limited, qui s'appellera plus tard Petro-Canada Products Inc. Elle achète les actions à un prix de 115 781 000 $. Selon l'entente, Petro-Canada doit acquérir toutes les actions sans droit de vote dont elle ne s'était pas portée acquéreur en 1984 et 1985, à un prix supérieur à celui offert initialement. Le coût total estimé de l'acquisition se chiffre à 416 017 000 $. Le contrat prévoit que Petro-Canada achètera 1 640 stations-service de BP en Ontario et au Québec, de même que la raffinerie de BP à Oakville. Ressources BP Canada limitée continuera d’exploiter les divisions de l'exploration et de la production, tandis que Petro-Canada prendra en charge le raffinage et la commercialisation.

Malheurs financiers de Dome Petroleum - rééchelonnement de la dette

Tout au long de 1983, Dome Petroleum continue de crouler sous une dette à long terme de 6,5 G$. Ses créanciers bancaires ont renoncé à se faire rembourser plus de 1,1 G$ le 28 février et le 31 mars; ils tentent plutôt de trouver une solution de refinancement plus large qui évitera la faillite à l'entreprise. Depuis septembre 1982, les remboursements du prêt sont reportés de mois en mois, à telle enseigne qu'en novembre 1983, la dette dépassera les 2 G$. En novembre, Dome dressera des plans de rééchelonnement de la dette en lieu et place de l'aide financière offerte par le gouvernement du Canada et quatre banques canadiennes en septembre 1982 (voir aussi les événements de novembre 1983).

Rapport annuel de l'APGTC - Ententes sur les terres du Canada et activités d'exploration

En avril, l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC) dépose son premier rapport annuel sur l'administration des terres du Canada en vertu de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada, qui a été proclamée le 5 mars 1982. En 1982, le gouvernement fédéral a négocié 47 accords d'exploration accordant des droits sur les terres du Canada sous le régime de gestion des ressources établi par la Loi. Les ententes couvrent 26 Mha situés dans l'Arctique et au large de la côte Est. Elle prévoit le forage de 65 puits entre 1982 et 1988 à un coût estimé à 3 G$. En 1982, l'industrie a foré 23 puits d'exploration, un de plus qu'en 1981, et elle a réalisé trois découvertes de pétrole et six de gaz.

Réduction du prix Le 11 avril, le ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources annonce, dans une

1983-8 d'exportation du gaz pour demeurer concurrentiel sur le marché américain - perspectives incertaines

allocution prononcée devant la Chambre de commerce de Calgary, que le prix d'exportation du gaz naturel canadien sera réduit de 11 p. 100, passant de 4,94 $US/MBtu à 4,40 $US/MBtu. Il en profite pour brosser un tableau de la situation qui prévaut sur le marché américain du gaz naturel, alors en baisse, et pour faire état des problèmes croissants que le Canada éprouve sur ce marché. Depuis 1976, la demande de gaz naturel aux États-Unis est passée de 20 Tpi3 (Tpi3) à 18 Tpi3 en 1982. En raison des interruptions d'approvisionnement survenues au milieu des années 1970, l'administration américaine a adopté, en 1978, une législation qui attribuait des prix élevés au nouveau gaz à titre incitatif. Cette décision a entraîné aux États-Unis un essor des travaux d'exploration qui a renversé la tendance à la baisse des réserves de gaz. Étant donné que, au même moment, les gouvernements mettaient en place des programmes de remplacement du pétrole et d'économies d'énergie, la demande de gaz a commencé à baisser, de telle sorte qu'un excédent est apparu au début des années 1980. Ce renversement de la situation de l'offre et de la demande aux États-Unis a eu un impact sur les exportations canadiennes de gaz naturel qui, en 1982, n’étaient plus qu’à environ 75 p. 100 du sommet atteint en 1979. En conséquence, les entreprises canadiennes n’ont pu exporter que la moitié des volumes de gaz dont l'Office national de l'énergie avait autorisé la vente sur le marché américain. Pour les exportateurs canadiens, la situation continue de se détériorer en 1983, et d'autres mesures sont alors prises (voir aussi les événements de juin en rapport avec le Régime de tarifs incitatifs reliés au volume). Selon une opinion répandue dans l'industrie en 1983, les producteurs de gaz pourraient attendre un bon moment, peut-être même jusqu'à la fin de la décennie, avant de voir les Américains passer de nouvelles commandes, en raison de la surabondance de l'offre de gaz naturel aux États-Unis et de la baisse graduelle de la consommation d'énergie à long terme. Cependant, plusieurs observateurs sont d'avis que le Canada devrait résister aux pressions croissantes exercées par les États-Unis en faveur de la réduction des prix d'exportation du gaz, pour plutôt conserver une marge de manœuvre qui lui permettrait de rajuster les prix à la hausse au moment de la reprise de la demande.

Exploration au large du Labrador

En avril, le Labrador Group, dont Petro-Canada fait partie à titre d'exploitant, conclut des ententes avec le gouvernement fédéral concernant une promesse d'investissement de 500 M$ dans des activités d'exploration au large des côtes du Labrador jusqu'en 1987 et le forage de dix puits dans une région de plus de 9 Mha.

Sondage Gallup sur la privatisation de Petro-Canada

En avril, un sondage Gallup révèle que 45 p. 100 des Canadiens sont en faveur de la dénationalisation de Petro-Canada, contre 22 p. 100 en 1979.

Changements au budget fédéral au sujet de l'IRPS, de l'IRP et de la RSC - rajustements continus du PEN

Dans son budget du 19 avril, le gouvernement fédéral annonce plusieurs mesures relatives à l'énergie : l'Impôt sur les revenus pétroliers supplémentaires (IRPS), qui devait être rétabli après un an de suspension, ne le sera pas avant le 31 mai 1984; l'Impôt sur les revenus pétroliers (IRP) ne sera pas perçu sur les revenus de production des exploitants de projets de récupération assistée du pétrole tant que les investisseurs n'auront pas recouvré la totalité de leurs investissements admissibles; l'Impôt sur les revenus supplémentaires appliqué au carburant aviation utilisé dans les vols internationaux ainsi que la Redevance spéciale sur le combustible de soute exporté seront abolis le 1er mai 1983; la Redevance spéciale de canadianisation (RSC) sera maintenue à son niveau actuel, et le produit de cette taxe servira à financer des projets d'exploration et de mise en valeur du pétrole et du gaz. Rappelons que la RSC a été instituée pour financer l'acquisition de Petrofina Canada Inc. par Petro-Canada; en avril, elle a rapporté suffisamment d'argent pour concrétiser ce projet. Plusieurs s'opposent à l'idée du gouvernement d'utiliser désormais les revenus de cette taxe pour financer des activités d'exploration ou pour tout autre objet que le financement d'une augmentation de la participation publique dans le secteur de l'énergie, qui est la raison même pour laquelle la taxe a été annoncée dans le PEN en octobre 1980. On s'attend que la RSC rapportera 900 M$/an si la taxe sur l'essence est à 0,8 cent le litre.

Abandon du projet de construction d’un pipeline pour alimenter les raffineries des États

En avril, après plus de sept ans de négociations et d'audiences, on renonce finalement à construire un oléoduc long de 2 500 km, à un coût de 2,8 G$, pour transporter le brut de l'Alaska jusqu'à un port situé sur la côte de l'État de Washington, et de là jusqu'aux raffineries des États contigus du Nord dans le Midwest américain. Ce projet compte parmi les nombreuses propositions sur lesquelles on s'est penché depuis le milieu des années 1970 pour

1983-9 contigus du Nord, en raison d'un excédent de pétrole

combler des besoins en pétrole dans le Midwest américain, après que le Canada eut jugé nécessaire de réduire progressivement ses exportations dans cette région. Au début des années 1980, des surplus de pétrole sont à nouveau en train de se constituer au Canada, et on rouvre la porte aux exportations; simultanément, la situation des approvisionnements pétroliers aux Etats-Unis a commencé à se redresser.

Partage des recettes - résultat d'un sondage

Selon un sondage commandé par le Conseil pour l'unité canadienne, dont les résultats sont publiés en avril, 44 p. 100 des Canadiens croient que le gouvernement fédéral et une province productrice devraient se répartir à parts égales les recettes tirées des ressources. Trente-trois pour cent (33 p. 100) estiment que les revenus devraient être partagés également entre tous les gouvernements, et 15 p. 100 sont d'avis que les revenus devraient appartenir intégralement à la province propriétaire des ressources. Cinquante-deux pour cent des Albertains et 46 p. 100 des Canadiens de la région de l'Atlantique estiment qu'une province productrice devrait exercer davantage de contrôle sur le pétrole et le gaz naturel, mais à peine 19 p. 100 des résidents de l'Ontario, qui ne produit pas de charbon et qui produit très peu de pétrole et de gaz, sont du même avis.

Règlement concernant le projet hydroélectrique de la rivière Skagit

En avril, le gouvernement de la Colombie-Britannique signe une entente selon laquelle il touchera 21,8 M$/an pendant 35 ans; Seattle pourra recevoir jusqu'à 300 MW d'électricité au cours des périodes de pointe, et la vallée de la rivière Skagit, en Colombie-Britannique, ne sera pas inondée. Cette entente couvre une période de 80 ans, et le gouvernement de la Colombie-Britannique pourra y mettre fin en donnant un préavis de cinq ans après 1996. On évite ainsi la construction du barrage High Ross, dans l'État de Washington, qui risquerait de refouler la rivière Skagit jusqu'en Colombie-Britannique et d'inonder la vallée.

Économies d'énergie et remplacement du pétrole - tendances et réalisations

En avril, le gouvernement fédéral soumet à une évaluation détaillée un certain nombre de ses programmes énergétiques des trois dernières années, notamment pour en déterminer l'impact sur l'économie énergétique du pays. Les résultats de cette étude indiquent notamment ce qui suit :

1. Le Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP) a fourni 250 M$ de subventions et généré des achats d'équipement et de main-d’œuvre d'une valeur totale de 640 G$; il permet de réduire la consommation de pétrole de 10 Mb/an.

2. Le Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes (PITRC) a aidé près de 2 millions de ménages à augmenter leur efficacité énergétique et à réduire leurs coûts de chauffage de 500 M$/an.

3. Le Programme national de vérification énergétique (PNVE), anciennement appelé Programme des autobus de l'énergie, a permis de repérer des possibilités d'économies de l'ordre de 152 M$ au cours des trois dernières années.

4. Le Programme d'investissement dans les économies d'énergie dans les provinces de l'Atlantique (PIEEPA), qui coûtera 40 M$ entre 1981-1982 et 1985-1986, doit produire des économies de l'ordre de 3 Mb de pétrole par année.

5. Le Programme d'aide à la conversion industrielle (PACI), qui sert à substituer le gaz naturel au mazout lourd, doit remplacer 5 Mb de pétrole d'ici la cinquième année.

6. Le Programme d'économie d'énergie dans l'industrie canadienne (PEEIC), en vigueur depuis 1975, a permis d'améliorer l'efficacité énergétique de 16,3 p. 100 entre 1972 et 1981, ce qui rend possible des économies annuelles de l'ordre de 80 Mb de pétrole.

7. Le Programme interne d'économies d'énergie du gouvernement fédéral (le Programme « Économisons 10 ») a dépassé son objectif de réduction de la consommation d'énergie dans les immeubles fédéraux; jusqu'en 1982-1983, il a permis de réaliser des réductions supplémentaires de 17 p. 100 par année, qui se sont traduites par des économies de 290 M$, entre 1980 et 1982.

8. Le Programme fédéral interne d'amélioration du rendement énergétique, lancé en 1981, a généré des économies d'énergie annuelles de 5 M$.

9. Le Programme fédéral interne des véhicules au propane, établi en 1981, doit permettre de réduire de 4,8 M$ les coûts d'exploitation du parc de véhicules de l’administration fédérale.

1983-10 10. Les accords fédéraux-provinciaux de démonstration des économies d'énergie et

des énergies renouvelables (ADEEER), exécutés conjointement avec les provinces, ont, au terme de la troisième année du programme, en 1983, donné naissance à des projets d'une valeur totale de 175 M$; ils ont permis de réduire les coûts de chauffage dans une proportion allant jusqu'à 50 p. 100.

11. Le Programme de l'énergie renouvelable dans l'industrie forestière (ERIF) a consenti pour 58 M$ de subventions; il a généré des économies de pétrole annuelles de 7 Mb et incité le secteur privé à investir plus de 375 M$ dans les équipements et les services canadiens.

En 1982, ces divers programmes d'économies d'énergie et de remplacement du pétrole ont concouru à réduire de 4,3 p. 100 la consommation d'énergie et de 10,9 p. 100 la consommation de pétrole. Conjugués aux initiatives lancées pour accroître la production d'énergie, ces programmes de réduction de la demande ont permis au Canada d'atteindre l'autosuffisance pétrolière en 1982. La balance commerciale du Canada, toutes les sources d'énergies confondues, présente un excédent de 6,3 G$, comparativement à 3,1 G$ en 1981.

Rapport annuel de l'ONE

Le 3 mai, l'Office national de l'énergie (ONE) dépose son rapport annuel de 1982 au Parlement. Dans le cadre des fonctions de réglementation qu'il a exercées au cours de l'année, l'ONE a rendu des décisions majeures pour autoriser la construction de la section du réseau de TransCanada Pipelines qui va de North Bay à Morrisburg, en Ontario, et le choix d'un nouveau tracé pour le gazoduc de TransQuébec & Maritimes. Il a tenu une importante audience générale sur des demandes d'exportation de gaz naturel aux États-Unis et au Japon, et entrepris une audience sur le projet pilote de l'Arctique (Arctic Pilot Project). Il a rendu des décisions importantes sur les demandes d'exportation d'électricité que lui avait présentées Ontario Hydro, la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick et Cominco. Entre autres activités, il a coparrainé, avec l'université McGill, une conférence sur la réglementation des pipelines en période d'inflation.

Inauguration d'une centrale CANDU en Argentine

En mai, on inaugure l'ouverture d'une centrale nucléaire CANDU de 600 MW à Embalse, en Argentine. Le Canada avait obtenu le contrat de construction en 1973. La dévalorisation prononcée du peso argentin au milieu des années 1970 a causé au projet un certain nombre de difficultés financières, faisant perdre 130 M$ à EACL à cause de l'inflation et de l'absence de clauses de limitation des coûts dans le contrat. Avec l'entreprise italienne Italimpiante, le Canada l'a emporté sur sept autres soumissionnaires.

Projet des sables bitumineux de Wolf Lake

En mai, le gouvernement fédéral et le gouvernement de l'Alberta annoncent que l'allégement fiscal accordé dans le budget fédéral du mois d'avril a permis à BP Exploration Canada et à Petro-Canada de procéder à leur projet d'exploitation des sables bitumineux de Wolf Lake. L'usine, dont le coût est évalué à 200 M$, doit devenir opérationnelle en 1985 à un rythme initial de 7 000 b/j et pourrait être agrandie. Il s'agit de la première tentative d'exploitation de sables bitumineux depuis la suspension du mégaprojet Alsands par le gouvernement de l'Alberta le 30 octobre 1980.

Le PEN critiqué par les États-Unis

En mai, l'ambassadeur des États-Unis au Canada fait une déclaration publique au sujet de la politique énergétique canadienne, décrivant la mesure « rétroactive » contenue dans le Programme énergétique national (PEN) comme la pomme de discorde entre le Canada et les États-Unis. Il attire particulièrement l'attention de son auditoire sur la disposition du programme qui permet au gouvernement fédéral, par l'entremise d'une société d'État comme Petro-Canada, d'acquérir un intérêt de 25 p. 100 dans un projet de mise en valeur des ressources à n'importe quel moment avant que ne soit autorisé un système de production dans un champ de pétrole donné.

Prolongement du Programme d'indemnisation relatif au transfert du pétrole canadien

Le 7 juin, le ministre d'EMR annonce que le Programme d'indemnisation relatif au transfert du pétrole canadien, que le gouvernement fédéral a institué en juillet 1982 pour le brut de l'Ouest canadien, est prolongé jusqu'au 31 décembre 1983, en raison du risque de sous-utilisation de la capacité de production des champs de pétrole au cours de la deuxième moitié de 1983. Ce programme a permis de prendre environ 8 500 m3/j de pétrole brut et de le transporter à l'est de Montréal jusque dans les raffineries de Saint John et d’Halifax. Dans le cas des expéditions effectuées jusqu'à la fin de mars 1983, environ 36 M$ ont été versés pour couvrir les coûts de transport. Pour la période de neuf mois se terminant le 31 mars 1983, le

1983-11 gouvernement a économisé environ 125 M$ en indemnités aux importateurs de pétrole; l'indemnisation consentie à l'égard du pétrole acheminé à l'est du terminal d'Interprovincial Pipe Line, à Montréal, est plafonnée à 20 $/m3. Plus tard dans l'année, le 6 décembre, le gouvernement annoncera que le programme sera prolongé jusqu'au 30 juin 1984. Pour la période de 14 mois se terminant le 31 août 1983, le Canada a économisé environ 200 M$ en indemnités d'importations pétrolières en substituant d'autres sources d'énergie au brut étranger. Le programme a coûté jusqu'à maintenant 50 M$.

Estimation des réserves de pétrole par l'APC

Début juin, l'Association pétrolière canadienne (APC) publie ses estimations des réserves de pétrole et de gaz jusqu'en décembre 1982. La quantité de pétrole récupérable au Canada a baissé de 4 p. 100 en 1982, les réserves de pétrole classiques de l'Ouest canadien ayant diminué pour la 13e année consécutive; à la fin de l'année 1982, les réserves se chiffraient à 6,4 Gb. En revanche, les réserves totales de gaz naturel marchand ont continué d'augmenter, malgré un recul de 20 p. 100 des activités de forage. Les estimations publiées par l'Office de conservation des ressources énergétiques de l'Alberta confirment ces tendances dans le cas de cette province.

Des ratées dans le PEN

Une étude de l'Institut C.D. Howe publiée en juin conclut que le Programme énergétique national (PEN) a des ratées et que des changements sont inévitables. Les auteurs du rapport intitulé « Lessons from the National Energy Program » affirment que la vision du gouvernement fédéral dans le domaine de l'énergie a été taillée en pièces par les événements imprévus survenus dans le reste du monde, en particulier l'excédent de pétrole et la chute des prix. Le gouvernement doit prendre des décisions sur fond d'incertitude, et le PEN n'a pas été conçu pour gérer les incertitudes. En même temps, le Cabinet d'expert-conseil de Currie Coopers and Lybrand affirme que les efforts déployés par le gouvernement fédéral pour réglementer les prix de l'énergie n'ont pas réussi à rajuster les conditions du marché et devraient, par conséquent, être abandonnés. La politique de fixation des prix qui repose sur l’hypothèse d’une hausse constante des prix mondiaux devrait être remplacée par des mécanismes adaptables aussi bien aux baisses qu'aux augmentations des prix.

On prévoit que les prix du pétrole doubleront d'ici l'an 2000

Un sondage publié en juin par l'Institut international pour l'analyse des systèmes appliqués, à Vienne, indique que les prix du pétrole vont probablement doubler d'ici la fin du siècle, malgré les économies d'énergie et la mise en valeur d'autres sources d'énergie. Dans les années 1990, l'augmentation sera beaucoup plus considérable que dans la décennie précédente. Les forces qui poussent les prix à la hausse, comme la croissance économique et l'épuisement des ressources, « seront plus puissantes que celles qui exercent une pression à la baisse sur les prix du pétrole, comme les mesures d'économie d'énergie prises en réaction aux événements des années 1970 et l'introduction d'autres sources d'approvisionnement en énergie ». L'étude annuelle de la Banque mondiale, dont les résultats seront rendus publics en juillet, prévoit qu'au milieu des années 1990, les prix du pétrole dépasseront de 20 p. 100 leur sommet de 1981 (34 $US/b). L'OPEP demeurera le principal fournisseur de pétrole, puisque la production de brut baissera dans d'autres régions du monde et, par conséquent, le cartel conservera son influence sur l'établissement des prix mondiaux du pétrole.

Ontario Hydro doit renégocier ses contrats d'uranium

En juin, Ontario Hydro indique son intention de renégocier d'importants contrats d'approvisionnement en uranium qu'elle a conclus avec les producteurs d'Elliot Lake, en Ontario, en 1978. Ces contrats lui garantissent environ 200 Mlb de concentrés d'uranium provenant des deux mines très coûteuses qui se trouvent dans cette région, au prix de revient plus un certain pourcentage. Les livraisons doivent atteindre 7 Mlb/an en 1993, 2 Mlb de plus que ce que les contrats exigent. En outre, les prix en vigueur dans les années 1990 seront beaucoup plus élevés que ceux prévus dans les contrats conclus avec les producteurs de la Saskatchewan en 1983.

L'évacuation des déchets de combustible des réacteurs

Une communication présentée par le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources à l'occasion de la Conférence annuelle de l'Association nucléaire canadienne, en juin, mentionne qu'il serait techniquement possible de construire un dépôt dans des formations géologiques profondes pour y stocker en permanence les déchets de combustible nucléaire des réacteurs, et que cette solution serait rentable et satisfaisante sur le plan de la sécurité. Cependant, une fois construite, cette aire de stockage pourrait demeurer inutilisée pendant 30, 40 ou 50 ans, puisque les volumes de combustible irradié produits au Canada sont faibles et que les producteurs les stockent à bon marché. Il faudrait probablement plusieurs années

1983-12 avant qu'une décision ne soit prise pour déterminer si le combustible usé serait enfoui tel quel ou si on le retraiterait au préalable pour n'envoyer au dépôt géologique que les déchets radioactifs. Le programme canadien de recherche-développement profite donc du temps qui reste pour nous permettre d'approfondir nos connaissances sur le concept d'enfouissement dans les formations géologiques, de sorte que, le moment venu, le Canada sera davantage en mesure de concevoir un dépôt efficace et de donner des assurances au public.

Réacteur nucléaire Slowpoke

En juin, Énergie atomique du Canada limitée (EACL) annonce publiquement qu'une version « gonflée » du réacteur nucléaire connu sous le nom de « Slowpoke » et dont se servent six universités pour faire de la recherche, pourrait produire 2 MW d'électricité, suffisamment pour alimenter plus d'une centaine de maisons. Elle pourrait se vendre au prix de 1 M$ et coûterait 200 000 $/an à faire fonctionner. Elle chaufferait l'eau jusqu'à 90 °C, une température suffisante pour faire tourner une turbine électrique, mais pas au point de causer des inquiétudes au sujet des enceintes haute pression et de la vapeur radioactive.

Électricité de Churchill Falls - différend entre Terre-Neuve et le Québec

En juin, la Division des procès de la Cour suprême de Terre-Neuve statue que Terre-Neuve n'a pas le droit de rapatrier 800 MW de puissance de Churchill Falls. Terre-Neuve en appelle alors de cette décision à la Division des appels de la Cour suprême provinciale. La province prétendait qu'une des clauses du contrat d'exploitation des ressources hydriques qui a rendu possible l'aménagement du site de Churchill Falls donnait à la province le droit de rapatrier l'électricité. Par la suite, Hydro-Québec s'est adressée à la Cour supérieure provinciale, pour faire valoir que le rapatriement de l'électricité constituerait une infraction au contrat de vente d'électricité signé en 1969 et qu'elle s'estimerait autorisée à poursuivre Terre-Neuve en dommages-intérêts. En août, la Cour supérieure du Québec a décidé qu'Hydro-Québec pouvait réclamer des dommages-intérêts à Churchill Falls (Labrador) Corporation Ltd. (CFLCo) si l'entreprise livrait à Terre-neuve les 800 MW que la province a essayé de rapatrier. En septembre, les deux provinces commencent à examiner la possibilité d'un règlement négocié, et la Cour suprême du Canada accepte de surseoir jusqu'au 31 décembre à une décision concernant la Upper Churchill Water Rights Reversion Act, un projet de loi que Terre-Neuve a adopté en 1980 et qui aurait pour effet d'annuler le contrat de 1969. En décembre, CFLCo et Hydro-Québec ont commencé à travailler à un compromis pour rouvrir l'entente de Churchill Falls de 1969 afin de collaborer à l'aménagement du cour inférieur du Churchill et d'autres cours d'eau coulant à la fois au Labrador et au Québec et se déversant dans le golfe du Saint-Laurent; on voulait ainsi parvenir à un règlement hors cour. Jusqu'à ce moment-là, Terre-Neuve avait toujours refusé d'envisager la réalisation d'autres projets d'aménagement hydroélectriques en collaboration avec le Québec; il aura fallu que le Québec accepte de relever considérablement le prix qu'il payait pour l'électricité de Churchill Falls. Le Québec n'accepterait de rouvrir le contrat que dans le cadre d'une entente globale. On s'attendait à ce que les négociations soient difficiles en raison de la grande divergence d'opinion entre les deux provinces.

Modification de l'Entente Canada-Alberta du 1er septembre 1981 - Modification des prix

Le 30 juin, le gouvernement fédéral et le gouvernement de l'Alberta achèvent leurs négociations en vue de modifier l'entente du 1er septembre 1981 sur la fixation des prix et la taxation de l'énergie, et d'établir les prix des hydrocarbures jusqu'en 1986. Ainsi, les prix du pétrole à la tête du puits seront gelés à leur niveau actuel si les prix mondiaux demeurent stables; les prix du gaz naturel n'augmenteront pas à plus de 65 p. 100 du prix du pétrole; le pétrole découvert entre 1974 et 1980 sera redéfini et rendu admissible au prix mondial; les prix mondiaux pourront être appliqués au pétrole extrait des puits intercalaires que l'industrie a forés pour augmenter la production des champs de pétrole en exploitation. L'augmentation de prix de 4 $/b qui devait entrer en vigueur le 1er juillet est annulée, et les autres hausses prévues dépendront des tendances du prix mondial du pétrole, tandis que les prix du pétrole antérieurs à 1974 demeurent plafonnés à 75 p. 100 du prix mondial. Le prix du gaz naturel demeure plafonné à 65 p. 100 du prix du pétrole, pour continuer à inciter le consommateur à substituer le gaz au pétrole. Le gouvernement maintiendra le ratio de 65 p. 100 en rajustant la Taxe fédérale sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (TGNLGN); en contribuant à payer les coûts du transport pipelinier, peut-être en utilisant le produit de la Redevance spéciale de canadianisation (RSC); une fois la TGNLGN ramenée à zéro, l'Alberta rajustera son prix à la frontière pour maintenir le ratio de 65 p. 100 entre les prix du gaz et du pétrole. La clause accordant les prix mondiaux au pétrole découvert entre 1974 et 1981 produira,

1983-13 estime-t-on, des liquidités supplémentaires de 250 M$ entre le 1er juillet 1983 et le 31 décembre 1984. Depuis la signature de l'entente du 1er septembre 1981, plusieurs mesures ont été prises pour adapter le PEN et l'industrie canadienne à des conditions qui n'avaient pas été prévues en 1980-1981. En avril 1982, l'Alberta a institué un programme d'allégement des redevances. En juin de la même année, le gouvernement fédéral a adopté la Mise à jour du PEN, qui consentait des réductions d'impôt considérables. Le budget fédéral d'avril 1983 a accordé d'autres concessions fiscales. Ces trois groupes d'initiatives ont pu être lancés dans le cadre des paramètres de l'entente de septembre 1981, mais d'autres mesures, comme celles qui ont trait à l'établissement des prix, exigent une modification de l'entente, ce qui est fait le 30 juin 1983.

Exportations de gaz naturel - Régime de tarifs incitatifs reliés au volume : autres modifications en novembre pour contrer les difficultés sur le marché américain

Le 6 juillet, le gouvernement fédéral met en place le Régime de tarifs incitatifs reliés au volume (TIRV) pour les exportations de gaz naturel à destination des États-Unis. Sous ce régime, les exportateurs canadiens peuvent vendre le gaz excédentaire (par rapport à un niveau de référence établi) à un prix incitatif de 3,17 $US/GJ (3,40 $US/MBtu). Les volumes de base exportés seront encore vendus au prix uniforme à la frontière, qui se chiffre actuellement à 4,10 $US/GJ (4,40 $US/MBtu). Le régime TIRV doit être en vigueur du 6 juillet 1983 au 31 octobre 1984. Par un système de prix incitatifs, le gouvernement fédéral espère préserver sa part du marché très concurrentiel du gaz naturel et peut-être même accroître ses ventes dans certaines régions. Il tente aussi de se ménager la marge de manœuvre nécessaire pour contrer des difficultés qui se poseront à court terme sur les marchés régionaux des États-Unis, espérant ainsi que les États-Unis continueront de considérer le Canada comme une source d'approvisionnement stable à long terme. Au Canada, on souhaite que ce régime ne compromette en rien les investissements considérables que l'industrie canadienne a réalisés, notamment dans la construction du tronçon préalable du gazoduc de la route de l'Alaska, afin de desservir le marché des exportations. En 1982, les exportations de gaz aux États-Unis ont rapporté 4,8 G$. La mise en place du régime TIRV fait suite à une décision prise en avril d'abaisser le prix d'exportation du gaz naturel de 11 p. 100, à 4,40 $/MBtu. Le nouveau régime applique un rabais de 23 p. 100 aux volumes exportés au-delà d'un certain niveau de référence. On estime que ces rajustements des prix réduiront le coût du gaz canadien pour les consommateurs américains dans une proportion de 700 à 900 M$ sur une période de deux ans. Cette mesure est prise au moment où le Congrès américain se penche sur un projet de loi qui limiterait les importations de gaz naturel canadien à moins d'une baisse de prix ou d'une réduction des livraisons. Le 1er novembre 1983, le gouvernement fédéral modifiera le régime TIRV pour la période allant jusqu'au 31 octobre 1984, afin de permettre aux exportateurs de vendre chaque mois une partie du gaz au prix incitatif pourvu que, à la fin de l'année, seulement les volumes en sus du volume de référence annuel aient été exportés. Selon le plan initial, le prix incitatif ne pouvait être appliqué qu'à partir du moment où tout le volume de référence annuel a été exporté. Cette modification a été apportée au régime en raison des difficultés que connaît le marché américain du gaz naturel. Le volume de référence est la moindre des quantités suivantes : 50 p. 100 de la quantité annuelle prévue dans les permis d'exportation ou la quantité réelle exportée entre le 1er novembre 1981 et le 31 octobre 1982.

Expansion de l'usine de sables bitumineux de Syncrude

En juillet, Syncrude Canada Ltd. entreprend un programme d'expansion quinquennal d'une valeur de 1,2 G$ à son usine de sables bitumineux de Fort McMurray, en Alberta. Ces travaux doivent porter la capacité de production à 130 000 b/j de pétrole brut synthétique d'ici 1987, comparativement à 109 000 b/j actuellement. L'entreprise bénéficie d'un allégement des redevances consenti par le gouvernement de l'Alberta et de concessions fiscales du gouvernement fédéral.

Programme d'aide à la production d'énergie solaire

Le 7 juillet, le gouvernement fédéral annonce un programme d'aide financière de 79 M$ pour permettre à l'industrie canadienne de l'énergie solaire de produire des systèmes efficients de chauffage solaire d'ici 1988. De ces 79 M$, 30 M$ sont destinés à la recherche-développement gérée par le Conseil national de recherches du Canada; 45 M$ serviront à des programmes de démonstration, dans la plupart des cas dans le cadre de projets financés conjointement avec le secteur privé; et 4 M$ seront employés à respecter des engagements pris dans le cadre du Programme d'achat et d'utilisation d'équipement solaire (AUES), qui a été lancé en 1978 dans le cadre d'un vaste programme de 380 M$ consacré aux

1983-14 énergies renouvelables (voir aussi les événements du 4 juillet 1978). Le nouveau programme d'énergie solaire marque l'aboutissement des travaux accomplis par des représentants du gouvernement fédéral, des provinces et de l'industrie pour élaborer une nouvelle politique au Canada dans le domaine de l'énergie solaire. Le gouvernement fédéral apporte une aide financière pendant cinq ans afin de produire des systèmes à énergie solaire capables de concurrencer d'autres sources d'énergie.

Stabilité des prix intérieurs du gaz naturel

Le 28 juillet, le gouvernement annonce de nouveaux prix du gaz naturel sur le marché du gros, qui doivent entrer en vigueur le 1er août. On s'attend à ce que le prix à la consommation varie peu jusqu'à la fin de 1984 sous le nouveau régime de fixation des prix. En août, le prix diminuera légèrement en raison d'une augmentation de 23,3 ¢ du prix à la frontière de l'Alberta, qui passe à 2,63 $/GJ et qui apportera des revenus supplémentaires de 235 M$/an aux producteurs de l'Alberta, d'une réduction de la Taxe fédérale sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (TGNLGN), qui passe de 45 ¢ à 15 ¢/GJ, afin de maintenir le prix du gaz naturel à 65 p. 100 du prix du brut dans l'Est du Canada, et d'une hausse de 5 p. 100 des frais de transport pipelinier de TransCanada Pipelines Ltd. Sous ce régime, les prix de gros du gaz naturel sur le marché intérieur seront demeurés relativement stables entre le milieu de 1982 et la fin de 1984.

Enquête de l'Agence de surveillance du secteur pétrolier

Le 26 juillet 1983, l'Agence de surveillance du secteur pétrolier (ASSP) publie son enquête de surveillance sur l'industrie pétrolière canadienne pour 1982. Elle signale que, malgré une hausse des recettes de 9 p. 100, le bénéfice après impôt de l'industrie a chuté à 1,5 G$, 5,2 p. 100 de moins qu'en 1981. Cette diminution, qui s'explique pour plus de la moitié par un faible rendement du secteur aval de l'industrie, a neutralisé la hausse du bénéfice net enregistrée dans le secteur amont. La diminution de la demande de produits pétroliers est responsable en bonne partie de la chute de 69 p. 100 des bénéfices en aval. En amont, les bénéfices ont augmenté de 21 p. 100, grâce surtout à une hausse des prix du pétrole et du gaz à la tête du puits et à une diminution des redevances provinciales. À cause des taux d'intérêt plus élevés et de l'amortissement des actifs étrangers, les bénéfices des entreprises sous contrôle canadien ont subi une légère baisse en 1982 par rapport au 1,2 G$ de 1981. Le taux de participation dans l'industrie pétrolière, établi selon les revenus pétroliers (amont et aval), a progressé de 34,2 p. 100 et le taux de contrôle, de 26,2 p. 100, gagnant respectivement 1,4 et 0,3 point de pourcentage par rapport à 1981; l'année précédente, les augmentations avaient été de 6,7 et 7,2 points de pourcentage respectivement. Le tableau suivant compare le partage des recettes pétrolières dans le secteur amont en 1981 et 1982 : 1981 1982 Part des recettes à l'industrie 39,7 % 40,3 % Part des recettes au gouvernement provincial 37,3 % 32,3 % Part des recettes au gouvernement fédéral 23,0 % 27,4 % 100,0 100,0 L'augmentation de la part fédérale en 1982 découle d'une hausse du produit des taxes énergétiques – IRP, TGNLGN et ISRP. Par ailleurs, la baisse de la part provinciale est attribuable à une diminution des redevances.

Expansion des En juillet, la Cluff Lake Mining Company, qui exerce ses activités dans le nord de la

1983-15 exploitations d'uranium en Saskatchewan - croissance de la production canadienne

Saskatchewan, reçoit le feu vert des autorités environnementales pour procéder à la phase II de son exploitation d'uranium, qui comporte deux mines à ciel ouvert et trois mines souterraines. La production de concentré d'uranium à Key Lake, également dans le nord de la Saskatchewan, est censée débuter en août. Avec la réouverture de la mine Stanleigh, dans la région d'Elliot Lake, en Ontario, et les deux grandes mines en exploitation dans cette région, la nouvelle production saskatchewannaise permettra au Canada de dépasser la capacité de production d'uranium des États-Unis en 1983. On s'attend que le Canada disposera d'une capacité de production d'uranium de plus de 10 000 tU en 1984, qui pourrait augmenter à 15 000 tU au début des années 1990 si les conditions du marché son favorables. La production d'uranium avait atteint un sommet en 1959, à 15 892 tonnes courtes d'U308 (12 222 tU) évaluées à 331,1 M$. Après une chute rapide de la production dans les années 1960 et une lente reprise dans les années 1970, la production a graduellement augmenté pour atteindre 8 075 tU en 1982, avec des expéditions de 8 189 tU évaluées à 815 M$.

Exercice de répartition du pétrole de l'Agence internationale de l'énergie (AIE)

En juillet, on évalue les résultats de l'exercice que l'Agence internationale de l'énergie (AIE) a tenu entre le 22 avril et le 15 juin pour tester le système de répartition du pétrole en cas d'urgence. Cet exercice, auquel 21 pays et 45 grandes multinationales du pétrole ont participé, a pris un an à organiser. Il s'agit de la quatrième édition de cet exercice d'urgence et, comme les fois précédentes, le Canada fait partie d'un petit groupe constitué de représentants de sept gouvernements et de six entreprises pétrolières qui ont élaboré les procédures et rédigé le guide de l'exercice. Au Canada, les cinq provinces productrices de pétrole et 23 entreprises pétrolières canadiennes ont pris part à l'exercice sous la direction de l'Office de répartition des approvisionnements d'énergie (ORAE), qui relève du ministre d'EMR. L'entente conclue avec l'AIE stipule qu'en cas de réduction de 12 p. 100 ou plus des approvisionnements de l'ensemble des pays membres de l'AIE, chaque pays doit s'imposer une réduction de la demande de 10 p. 100 et puiser dans ses réserves d'urgence pour mettre du pétrole à la disposition des autres pays. Du point de vue du Canada, le système a bien fonctionné dans les conditions de l'exercice et aucun problème ne s'est posé dans la redistribution volumétrique des approvisionnements. L'ORAE a pour mandat d'élaborer et d'administrer les règlements qui régissent la répartition du pétrole et des produits pétroliers disponibles au Canada dans une situation d'urgence nationale causée par une réduction des approvisionnements. L'ORAE met ses plans à exécution en étroite collaboration avec les gouvernements provinciaux et l'industrie pétrolière.

Entente Canada- Saskatchewan sur la fixation des prix du pétrole

Le 23 août, le ministre fédéral d'EMR et le ministre de l'Énergie et des Mines de la Saskatchewan annoncent une modification à leur entente du 26 octobre 1981 qui a trait à la fixation des prix et à la taxation de l'énergie jusqu'en 1986. Cette modification, qui couvre la période du 1er juillet 1983 au 31 décembre 1984, fait suite et ajoute à un accord semblable que le gouvernement fédéral a conclu avec l'Alberta le 30 juin 1983. Les augmentations prévues des prix du pétrole de la Saskatchewan à la tête du puits seront annulées si les prix mondiaux demeurent stables. Le pétrole découvert entre 1974 et 1981, limité jusqu'ici à 75 p. 100 du prix mondial, est désormais admissible au prix mondial; c'est environ 50 p. 100 de la production de la Saskatchewan. Le programme du Prix spécial de l'ancien pétrole (PSAP), annoncé dans la Mise à jour du PEN de mai 1982, est donc révisé de telle sorte que le pétrole auparavant admissible au PSAP et limité à 75 p. 100 du prix mondial recevra maintenant le Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP), ce qui, dans les faits, le hissera jusqu'au cours international.

Entente Canada- Saskatchewan sur une usine de valorisation de pétrole lourd

Le 23 août, le gouvernement fédéral et la Saskatchewan s'entendent également pour aller de l'avant avec la première phase d'un projet d'usine de valorisation du pétrole lourd auquel participe Consumers' Cooperative Refineries Ltd. (CCRL). Les analyses économiques et techniques du projet doivent commencer immédiatement; chaque gouvernement garantit jusqu'à 4 M$ pour financer la première phase. L'usine de valorisation proposée exigerait un investissement pouvant atteindre 600 M$; elle serait liée à la raffinerie que CCRL possède à Regina, qui utiliserait une partie des 7 946 m3 (50 000 b) de pétrole que l'usine de valorisation produirait chaque jour. Le gouvernement fédéral s'est engagé à fournir des garanties de prêt jusqu'à concurrence de 35 p. 100 du coût de l'usine de valorisation. La Saskatchewan a pris un engagement semblable, en plus d'acquérir une participation au capital-actions. En

1983-16 décembre, la date de démarrage sera reportée à l'automne de 1987, et le projet prendra le nom de Newgrade Energy Inc.

R-D énergétique Le 4 août, le gouvernement fédéral approuve des dépenses supplémentaires de 31 M$ dans le financement de la recherche-développement (R-D) énergétique, ce qui porte l'engagement total du gouvernement fédéral en 1983-1984 à 333 M$. Ces ressources supplémentaires serviront en particulier à mettre au point des solutions de rechange à l'essence, à augmenter l'efficacité énergétique, à mettre en valeur de nouvelles sources d'énergie et à développer de nouveaux procédés et de nouvelles technologies permettant d'améliorer la production pétrolière dans l'Ouest du Canada et dans les régions pionnières. Cette augmentation du financement va dans le sens de la politique gouvernementale qui augmente les engagements de dépenses en R-D à 1,5 p. 100 du PNB d'ici 1985. Elle porte à 154 M$ le budget annuel coordonné par le Comité interministériel de la recherche et du développement énergétiques d'EMR. Plus des deux tiers des fonds gérés par le Comité sont distribués entre 14 ministères et organismes qui s'en servent pour acheter des biens et des services auprès de consultants, d'entreprises et d'universités de tout le Canada. Cette majoration budgétaire accentue l'importance d'améliorer les chances de commercialisation des technologies développées grâce à des programmes de R-D.

Programme de démonstration dans les collectivités éloignées - extension

En août, le délai de présentation des demandes pour la phase I du Programme de démonstration dans les collectivités éloignées est prolongé de six mois, jusqu'au 31 mars 1984; la phase I doit se terminer le 30 septembre 1984. Plus de 400 collectivités du Canada ainsi que des organismes qui participent ou s'intéressent directement à l’approvisionnement énergétique de ces collectivités sont admissibles au programme. Toutes les collectivités du Yukon et des Territoires du Nord-Ouest le sont, de même que les localités provinciales qui ne sont pas branchées aux principaux réseaux d'électricité ou de gaz. Au cours de la phase I, on a étudié un certain nombre de collectivités, afin d'explorer les possibilités d'utilisation d'énergies de remplacement et d'économies d'énergie dans les régions éloignées. La phase II, qui doit s'échelonner entre octobre 1983 et mars 1986, financera un certain nombre de projets de démonstration dans les collectivités éloignées. En juillet 1983, 19 études étaient en cours loin des grands centres.

Fuite du réacteur nucléaire Pickering

Le 1er août, une fuite radioactive est signalée au réacteur no 2 de la centrale Pickering d'Ontario Hydro. À la fin de la première semaine du mois, trois des cinq réacteurs de la centrale ont été fermées après trois incidents sans rapport les uns avec les autres. À la fin de septembre, Ontario Hydro aura éprouvé six problèmes avec ses réacteurs CANDU, mais un seul des incidents, la rupture d'un tube de force à Pickering 2, sera jugé important. À Pickering 2, des mesures appropriées sont prises le 1er août, avant l'arrêt automatique du réacteur et la mise en marche des systèmes de refroidissement d'urgence. Pas une goutte d'eau lourde ne s'est échappée dans l'environnement, et l'incident a été sans conséquence pour la santé du public. L'examen du tube de pression a révélé la présence d'une série de « boursouflures » d'hydrure de zirconium à un endroit sur la surface extérieure du tube; de l’une des cloques partait une fissure de 2 m. Le 30 octobre, on a arrêté le réacteur no 5 de Pickering, craignant une fuite. À la fin de l'année, les deux centrales demeureront fermées en attendant qu'une décision soit prise au sujet des tubes de force à remplacer.

Administration du pipe-line du Nord (APN) - réduction des effectifs devant les sombres perspectives à court terme du gazoduc de l'Alaska

En août, le gouvernement décide de réduire considérablement les activités de l'Administration du pipe-line du Nord (APN), organisme créé pour superviser la construction du tronçon du gazoduc de l'Alaska situé en territoire canadien. Il se trouve que ce projet flotte dans les limbes depuis maintenant trois ans; en mai, le General Accounting Office (GAO) des États-Unis, dans une étude majeure, en est venu à la conclusion que le projet avait peu de chances de se réaliser d'ici la fin de 1989, en raison des nombreux problèmes de financement et de commercialisation qui se posaient aux États-Unis et au Canada. À la fin de 1983, l’APN ne conservera que 14 employés à ses bureaux de Calgary et de Whitehorse. Cependant, au Canada comme aux États-Unis, les promoteurs du projet ont bon espoir que le gazoduc finira par voir le jour.

Levée de l'interdiction de consentir un prêt à la Roumanie pour l'achat du CANDU

En août, la Société pour l'expansion des exportations (SEE) lève l'interdiction d'accorder à la Roumanie une marge de crédit d'une valeur de près de 650 M$US pour l'achat de deux réacteurs CANDU que le Canada a vendu à ce pays en 1978 et 1981. En avril 1979, la SEE a signé une entente par laquelle elle consentait 680 M$ à des taux d'intérêt commerciaux

1983-17 pour appuyer la vente des réacteurs CANDU à la Roumanie. En mars 1982, seulement huit mois après la signature de la deuxième entente, la Société de la Couronne a gelé tous les paiements, pendant que la Roumanie essayait de rééchelonner sa dette étrangère considérable.

Acquisition de Pétrofina par Petro-Canada

En août, les actionnaires restants de Pétrofina Canada Inc. votent pour se départir de leurs actions au profit de Petro-Canada, conformément à une offre que celle-ci leur a faite en avril 1981 pour acheter toutes les actions en circulation. À la fin de 1983, Petro-Canada aura acheté le reste des actions en circulation, à un prix de 424 668 M$. Le coût total d'acquisition des actions de Perofina par Petro-Canada, y compris les frais annexes, s'élève à 1 600 476 000 $. Le prix payé par action est de 120 $.

Disponibilité du service de gaz naturel à Québec et dans plusieurs autres centres

Le gazoduc de Trans-Québec & Maritimes qui alimente la ville de Québec est inauguré officiellement le 6 septembre. À la fin de 1983, Gaz Inter-Cité Québec (GICQ) terminera la construction des canalisations latérales qui desserviront Grand-Mère, Shawinigan, le parc industriel Bécancour et la plupart des grands centres des Cantons de l'Est, notamment Sherbrooke et Granby, avec une aide financière du Programme fédéral de construction des embranchements. Par suite de cette initiative et des autres programmes offerts aux distributeurs et aux consommateurs, le ministre d'EMR estime qu'à la fin de 1986, le gouvernement fédéral aura fourni 700 M$ pour aider à la construction d'une infrastructure nécessaire et favoriser l'utilisation du gaz naturel au Québec.

Rapport du Groupe de travail sur les coûts de construction des pipelines

En septembre, le Groupe de travail sur les coûts de construction des pipelines produit son rapport. Constitué en août 1982, il avait pour mandat de recommander des moyens de contenir la hausse élevée des coûts de construction des pipelines, mise en évidence par une étude que le personnel de l'Office national de l'énergie avait rendue publique en juin 1982. Plusieurs intervenants ont participé à l'étude du Groupe de travail : des entreprises pipelinières, des entrepreneurs, des fournisseurs de matériaux, des syndicats, des producteurs de pétrole et de gaz ainsi que des ministères et organismes provinciaux, territoriaux et fédéraux. Les auteurs du rapport ont relevé plusieurs facteurs responsables de l'augmentation des coûts de construction et recommandé des façons d'en atténuer les effets. Les hausses de coûts sont principalement attribuables à des retards dans l'échéancier des projets, à des retards dans les calendriers de construction, à des problèmes de disponibilité des ressources humaines et matérielles, à des problèmes de main-d’œuvre contractuelle et à l'absence d'incitatifs de nature à amener les propriétaires de pipelines à limiter leurs coûts. L'Office national de l'énergie entreprendra l'élaboration d'un plan d'action complet pour donner suite aux recommandations qui le concernent.

Feu vert au projet des sables bitumineux de Cold Lake

Le 20 septembre, le gouvernement fédéral et le gouvernement de l'Alberta annoncent qu'ils ont conclu une entente définitive avec Esso Ressources Canada limitée au sujet des conditions financières et commerciales du projet de 300 M$ que l'entreprise se propose de réaliser par étapes à Cold Lake. Le plan prévoit la construction de six usines capables de produire chacune 9 500 b/j de bitume, à un coût de l'ordre de 150 M$; les deux premières usines doivent entrer en production en 1985. Le coût en capital des six usines serait de l'ordre de 1,5 G$, et l'investissement à réaliser pour forer les puits de remplacement sur les 25 ans du projet pourrait ajouter entre 4 et 5 G$ de retombées économiques. Environ 800 puits de remplacement seront construits au cours de la période de 25 ans. Le gouvernement fédéral accepte de consentir à l'entreprise la déduction pour épuisement gagné et de renoncer au paiement de l'Impôt sur les revenus pétroliers tant et aussi longtemps qu'elle n'aura pas recouvré ses coûts en capital conformément aux dispositions du budget fédéral d'avril 1983. L'entreprise verserait à la province une redevance minimale jusqu'à ce qu'elle ait recouvré ses coûts en capital, ce qui comprend une déduction de 10 p. 100 sur le capital investi. Le pétrole recevrait le Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP), qui se situe à peu près au niveau du prix international. Comme l'entreprise le fait observer, chaque phase du projet a une capacité de production moindre que celle qui était prévue dans le mégaprojet proposé en novembre 1977, alors que l'on envisageait une capacité de production pouvant atteindre 140 000 b/j, mais il arrivera à un point où les deux projets s'équivaudront.

Examen environnemental des activités d'exploration au large de la Côte

En septembre, le gouvernement annonce qu'il procédera à un examen environnemental en collaboration avec la Colombie-Britannique pour évaluer les effets de l'exploration pétrolière et gazière au large de la côte ouest, au nord de l'île de Vancouver. Cet examen environnemental est de rigueur avant que l'on ne puisse considérer la possibilité de lever le

1983-18 ouest double moratoire fédéral et provincial sur les activités d'exploration dans cette région. Politique d'exportation de l'uranium

En septembre, le gouvernement fédéral achève un examen de la politique canadienne en matière d'exportation d'uranium. Il est décidé de maintenir les principes fondamentaux annoncés à la suite d'un examen effectué en 1974, pour faire en sorte que le Canada demeure un fournisseur fiable des marchés mondiaux, et d'apporter plusieurs modifications. On insiste sur trois éléments de la politique : sécurité de l'approvisionnement intérieur, traitement plus poussé de l'uranium, et conditions commerciales. Sur la question de la sécurité d'approvisionnement, qui semble moins urgente qu'en 1974, les ministres décident de surveiller la situation de l'approvisionnement à l'échelle du pays plutôt qu'à l'échelle du producteur. Les contrats seront approuvés pour les périodes allant jusqu'à 15 ans et, dans le cas des exportations d'uranium associées à des ventes de réacteurs CANDU, il sera possible d'approuver des contrats d'approvisionnement dont la durée peut atteindre 30 ans. En ce qui concerne la question du traitement plus poussé de l'uranium, les ministres confirment la politique selon laquelle l'uranium doit subir la transformation la plus poussée possible au Canada avant d'être exporté. Dans les faits, cela signifie convertir l'uranium en hexafluorure d'uranium (UF6). La politique autorise les organismes de réglementation à étudier des demandes d’entreprises qui veulent être exemptées de l'obligation de transformation plus poussée si les installations canadiennes n'ont pas la capacité de le faire ou si elles peuvent difficilement soutenir la concurrence internationale. Des exemptions pour d'autres motifs ne seront accordées que dans des circonstances très exceptionnelles. Pour ce qui est des conditions commerciales, les ministres décident de confirmer la nécessité d'imposer un prix plancher ou de mettre en place un mécanisme semblable pour protéger les investissements et les emplois dans les installations de production d'uranium. Simultanément, les contrats de vente doivent doser équitablement les avantages et les risques et, de façon générale, s'harmoniser avec les contrats de même durée que signent les producteurs d'uranium du Canada et de l'étranger. Il est également convenu que le Comité d'examen des exportations d'uranium continuera d'examiner les contrats d'exportation d'uranium, pour s'assurer qu'ils sont conformes à la politique canadienne et à l'intérêt national. Les ministres devront approuver les modalités des contrats avant que les organismes de réglementation ne puissent prendre en délibération les demandes de permis d'exportation.

Prévisions des exportations de gaz

Les prévisions présentées au Congrès mondial sur le pétrole, qui se tient à Londres en septembre, indique que les États-Unis auront bien besoin du gaz naturel importé du Canada et du Mexique avant la fin de la décennie. En raison de la baisse de la production intérieure, les États-Unis seront aux prises avec une pénurie de gaz à la fin des années 1980. Dans une prévision publiée en octobre, la American Gas Association prévoit que les approvisionnements en gaz de sources intérieures et étrangères pourraient s'accroître de 43 p. 100 d'ici l'an 2000, ce qui comblerait au moins 25 p. 100 des besoins énergétiques des États-Unis. Les prévisions des importations de gaz canadien aux États-Unis en l'an 2000 s'échelonnent de 1,5 à 2,4 Tpi3, comparativement à 0,8 Tpi3 en 1982. Au cours d'un symposium qui se tient en novembre sous le parrainage de l'American Stock Exchange, les experts prévoient que des pénuries de gaz naturel commenceront à se manifester aux États-Unis dès 1985 et que le Canada s'affirmera comme une « source d'approvisionnement sûre » sur ce marché d'ici la fin des années 1980.

Avertissements du Canada aux États-Unis au sujet des problèmes posés par le commerce du gaz naturel

Dans une allocution prononcée devant la American Gas Association en septembre, l'ambassadeur du Canada aux États-Unis prévient les Américains que si les États-Unis devaient réussir à faire baisser davantage le prix du gaz canadien, les producteurs canadiens préféreraient probablement laisser le gaz dans le sous-sol, plutôt que de perdre de l'argent à l'exportation. ils signalent que le gouvernement du Canada s'inquiète de quelques-unes des mesures punitives proposées par le Congrès américain à l'encontre des exportations de gaz canadien. Par des réductions de prix et des programmes d'encouragement à l'exportation du gaz naturel aux États-Unis, le Canada a déjà fait plus qu'il ne fallait pour se porter au secours d'une industrie américaine affligée par une faible demande et des problèmes de prix. Au début de l'année, en juin, le premier ministre de l'Alberta a dit, à l'occasion d'une conférence des gouverneurs de l'Ouest, au Montana, que l'Alberta a déjà beaucoup souffert de deux politiques des États-Unis en matière de gaz naturel. En 1976, le Canada, sur les instances du gouvernement américain, avait fixé un prix commun à la frontière qui rendait le

1983-19 gaz de l'Alberta moins compétitif. Après avoir accepté de participer au projet du tronçon préalable du gazoduc de l'Alaska en 1980, l'Alberta expédie actuellement son gaz naturel excédentaire par un réseau de transport trop gros et très coûteux. Ces questions méritent qu'on s'y attardent dans le cadre du débat qui a cours actuellement aux États-Unis autour de la question du prix du gaz.

Inquiétude des ministres provinciaux au sujet de la sécurité énergétique

À l'occasion de la quarantième conférence des ministres provinciaux des Mines, en septembre, les provinces soulignent l'importance de la sécurité énergétique à long terme pour le Canada. Ils réclament une consultation suivie et une collaboration plus étroite avec le gouvernement fédéral, en particulier sur les questions des économies d'énergie et des énergies renouvelables. Signalant les changements radicaux qui se sont produits sur le marché international de l'énergie depuis 1981, ils estiment que « la situation actuelle se caractérise par l'incertitude des prix internationaux à moyen terme, qui risque de retarder les efforts en vue d'atteindre la sécurité énergétique ».

Projet de gazoduc jusqu'à l'île de Vancouver

En septembre, le gouvernement de la Colombie-Britannique amorce des audiences en vue de déterminer laquelle, parmi les nombreuses entreprises qui ont déposé une demande, devrait être autorisée à construire un gazoduc jusqu'à l'île de Vancouver. À la fin de 1983, aucune décision n'aura encore été prise. Depuis plusieurs années, la question du prolongement du réseau de gaz naturel revient périodiquement à l'ordre du jour des discussions. Un groupe de travail, qui a remis son rapport en février 1983, est parvenu à la conclusion que le gaz naturel constituerait la source d'énergie la plus économique pour la plupart des collectivités de l'île de Vancouver, que les retombées économiques nettes d'un tel projet, dans une perspective nationale, seraient de l'ordre de 700 M$, et que le gouvernement fédéral devrait contribuer au financement de la construction d'un pipeline jusqu'à l'île de Vancouver. Le gouvernement fédéral appuie en principe l'idée de prolonger le réseau de gazoducs, mais il est disposé à discuter avec le gouvernement de la Colombie-Britannique de la possibilité de financer des solutions de rechange. En 1982, alors que la question du gazoduc de l'île de Vancouver ne donnait lieu à aucune activité dans la province, le gouvernement fédéral a réaffecté 500 M$ au Programme des embranchements du réseau de gaz naturel, au Québec, dans le cadre de la Mise à jour du PEN. En 1982 et au début de 1983, il subsistait des incertitudes au sujet du potentiel de marché et des prix de l'énergie. Les deux principaux concurrents du projet sont B.C. Hydro, qui propose de faire passer le gazoduc au sud à un coût estimé à 450 M$, et un consortium dirigé par Westcoast Transmission, qui propose de le faire passer par le Nord à un coût estimé à 600 M$; ce projet comporterait la construction d'une usine d'engrais de calibre mondial à Powell River, qui doublerait le volume des ventes de gaz naturel et qui coûterait 675 M$. Les audiences qui s'amorcent en septembre ont pour but de déterminer l'ampleur de la contribution financière que le gouvernement fédéral devrait apporter pour assurer la rentabilité du projet pipelinier. Le gouvernement de la Colombie-Britannique rappelle l'engagement que le gouvernement fédéral a pris dans le PEN de fournir des subventions.

Prévision de l'activité économique extracôtière dans l'industrie pétrolière

Dans un rapport de l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC), établi à l'occasion de l'Exposition canadienne sur les ressources extracôtières qui se tient le 22 septembre à Halifax, on prévoit que les dépenses d'exploration entre 1983 et 1986 dans les terres du Canada se chiffreront à près de 8,2 G$, sans compter les investissements dans la mise en valeur des champs Venture et Hibernia. Ces dépenses couvriront les installations et les navires de forage ainsi que les navires de ravitaillement et de soutien (4,7 G$); les services techniques, scientifiques et environnementaux (1,4 G$); l'équipement et les fournitures de forage et de tête de puits (1,1 G$); l'infrastructure de soutien, le transport par avion et par barge ainsi que les communications (1 G$). On estime que près de 55 p. 100 de ces investissements seront injectés directement dans l'économie canadienne et que 93 p. 100 des emplois (6 900 en 1983, 8 600 en 1984 et plus de 10 000 en 1985) seront comblés par des Canadiens.

Attaque contre le Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP)

Au cours des quatre derniers mois de 1983, le Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP) est la cible de nombreuses critiques au Parlement et ailleurs. En septembre, on accuse le gouvernement fédéral de ne pas exercer un contrôle suffisant sur les deniers publics, et on recommande de réduire le montant admissible, qui est actuellement de 80 ¢ par dollar investi dans l'exploration. Environ 2,2 G$ ont été dépensés depuis le début du programme. On déplore également l'importance exagérée accordée au Nord et aux régions

1983-20 extracôtières, au détriment de l'Ouest canadien. En août, afin d'exercer un meilleur contrôle sur les dépenses, le gouvernement avait mis en place une réglementation qui obligeait les entreprises à obtenir une approbation préalable pour être admissibles au montant intégral des subventions PESP dans le cas des puits qui allaient vraisemblablement coûter plus de 50 M$, en raison des inquiétudes du gouvernement au sujet de la hausse des coûts de forage. En octobre, l'industrie commence à craindre pour l'avenir du programme, et elle se préoccupe de plus en plus du coût des travaux d'exploration au large des côtes, à telle enseigne que certaines entreprises commencent à se retirer des programmes d'exploration. Dans une émission de télévision diffusée sur le réseau de la CBC le 8 décembre, on exprime l'avis que l'exploration des régions pionnières constitue une entreprise extrêmement risquée pour le gouvernement et l'industrie; que le PESP et le PEN constituent, de la part du gouvernement fédéral, une tentative pour s'approprier le contrôle des recettes et des activités pétrolières aux dépens des provinces, en particulier de l'Alberta; que les entreprises pétrolières ont découvert des échappatoires dans le PESP; que c'est le contribuable qui, au bout du compte, paie la note. De plus, on se demande si les dépenses massives effectuées dans le cadre du PESP (4,6 G$ entre 1981-1982 et 1984-1985, et qui pourraient atteindre 8 G$) sont vraiment nécessaires et si le gouvernement a encore la pleine maîtrise du programme. La question de l'efficience du PESP fait l'objet d'un débat au Parlement, qui amènera le vérificateur général, dans son rapport annuel, à formuler des observations au sujet du contrôle des lacunes du programme.

Perspective de l'industrie du charbon

Des communications présentées à l'occasion de la Conférence annuelle de l'Association charbonnière canadienne, en octobre, laissent entrevoir un brillant avenir pour l'industrie canadienne du charbon, malgré les pressions exercées par les clients à l'exportation pour réduire les prix et les volumes. Cependant, d'aucuns font valoir la nécessité de mieux doser les exportations et les ventes intérieures, pour que l'industrie ne soit pas aussi vulnérable aux vicissitudes du marché international.

L'Iran menace de bloquer les voies maritimes du Golfe persique

En octobre, l'Iran menace de bloquer le passage des navires qui empruntent le détroit d'Hormuz pour se rendre dans les ports du golfe Persique si la France vend à l'Irak des avions de combat équipés de missiles air-surface Exocet. La guerre entre l'Iran et l'Irak en est à sa troisième année. Les expéditions de pétrole du Golfe ont augmenté par suite de la chute des prix du pétrole du Moyen-Orient.

Heritage Fund de l'Alberta - toujours pas de diversification économique

Dans une déclaration prononcée à l'Assemblée législative de l'Alberta le 5 octobre à l'occasion de l'examen annuel du Heritage Savings Trust Fund, le Premier ministre provincial exprime la crainte de ne pas voir de son vivant cette diversification économique à laquelle l'Alberta aspire depuis longtemps afin de s'affranchir des ressources. L'Alberta continuera de dépendre des marchés du blé et du pétrole. Alors que, dans les années 1970, on s'inquiétait d'une économie tributaire de ressources naturelles qui s'épuisent avec le temps, voilà maintenant que la province se trouve aux prises avec une surabondance des ressources à court et à moyen terme et d'une insuffisance des débouchés. La province doit s'employer en premier lieu à lever les obstacles qui entravent la commercialisation des ressources au Canada et à l'étranger. Le 31 mars 1983, le Heritage Fund s'élève à 13 G$. Pour la première année de son histoire, en 1982-1983, le produit des investissements a dépassé les recettes tirées des ressources non renouvelables. Le gouvernement provincial a créé ce fonds en mai 1976, afin de se constituer une réserve de capitaux de manière à remplir sa promesse de diversifier l'économie albertaine.

Énergie marémotrice de la baie de Fundy

En octobre, le projet de construction d'une centrale marémotrice à la baie de Fundy, dont le coût est estimé à 6 G$, est mis en veilleuse pour plusieurs raisons : disponibilité de pétrole relativement bon marché, manque de planification à long terme de la part des entreprises et services publics et, en particulier, absence d'intérêt de la part des acheteurs potentiels de l'Est des États-Unis. La mise en valeur de la baie de Fundy ne pourra se faire que si la production est vendue à l'exportation.

Fermeture de la mine Coleman après 80 années d'exploitation

À la fin d'octobre, la mine de charbon Coleman, située du côté albertain du Pas du Nid-de-Corbeau, ferme après 80 années d'exploitation, à cause de la stagnation du marché international du charbon; elle a perdu une partie de ses marchés au profit de mines situées à proximité des centrales thermiques dans les Prairies. La région du Pas du Nid-de-Corbeau recèle des réserves considérables de charbon exploitable, où l'on pourra éventuellement aller

1983-21 puiser lorsque les conditions redeviendront favorables.

Programmes de R-D énergétique de CANMET

Sur fond d'évaluation continue de l'offre et de la demande d'énergie, le Centre canadien de la technologie des minéraux et de l'énergie d'EMR (CANMET) poursuit ses travaux de recherche-développement sur les énergies fossiles; en octobre, il est parvenu à mi-chemin d'un programme de 30 M$ adopté pour 1983-1984. La recherche sur le charbon couvre tout le spectre des technologies, depuis l'extraction minière jusqu'au traitement et à la combustion de la houille destinée à la production d'électricité. Certains éléments d'une nouvelle technologie de lavage du charbon sont transférés à des producteurs de l'Ouest canadien, au moyen d'installations mobiles de préparation du charbon. CANMET poursuit un vigoureux programme de recherche de concert avec la Canadian Carbonization Research Association, afin de déterminer si, par leurs propriétés, les charbons métallurgiques canadiens conviennent à l'industrie sidérurgique canadienne et au marché d'exportation de la côte du Pacifique. La politique de remplacement du pétrole préconisée par le gouvernement fédéral a amené CANMET à réorienter une partie de ses programmes de recherche sur le charbon vers des procédés de combustion avancés (combustion sur lit fluidisé) pour la production d'électricité, en particulier à l'appui des programmes de démonstration réalisés dans l'Est du Canada dans le cadre des initiatives spéciales du PEN à l'égard de la région de l'Atlantique, et à l'appui des initiatives de lutte contre les pluies acides. CANMET continue de coordonner les activités de R-D sur le charbon au Canada et, sur la scène internationale, il participe aux programmes de l'Agence internationale de l'énergie et d'autres organismes. En matière de technologies pétrolières et gazières, CANMET a toujours limité son programme à des sources non classiques, c'est-à-dire les sables bitumineux et les pétroles lourds. La crise énergétique de 1973 l'a incité à lancer un long programme de recherche-développement visant à valoriser les bitumes et les pétroles lourds par addition d'hydrogène sous pression, à produire des rendements en liquide supérieurs à ceux que l'on obtient au moyen du processus de cokéfaction par soustraction de carbone utilisé aux usines de sables bitumineux de Syncrude et de Suncor. Grâce au succès de ces travaux, Petro-Canada utilisera la technologie CANMET à sa raffinerie de Montréal-Est au rythme de 5 000 b/j.

Retombées des exportations d'électricité

Dans une allocution prononcée le 13 octobre devant la Canadian Society of New York, le ministre d'EMR passe en revue un certain nombre de questions d'actualité concernant les relations bilatérales dans le domaine de l'énergie. Au sujet des exportations canadiennes d'électricité aux États-Unis, dont la valeur dépassait 1,1 G$ en 1982, il constate que les récents progrès de la technologie du transport de l'électricité permettent au Canada d'exporter son énergie électrique au-delà de ses marchés traditionnels. C'est pourquoi le Canada aimerait accélérer le développement du réseau de manière à pouvoir répondre aux besoins de ses clients américains. En contrepartie de son engagement sur le plan des approvisionnements, le Canada demande à ses clients de lui fournir des garanties d'achat. L'exportation de l'électricité canadienne aux États-Unis procurerait de nombreux avantages aux deux pays; elle permettrait notamment d'atténuer le problème des pluies acides causées par la combustion du charbon. Plus tôt dans l'année, on a rendu publique une importante étude réalisée en 1982 par l'Association canadienne d'électricité. Intitulée « Coûts et avantages des exportations canadiennes d’électricité », le rapport quantifie les coûts et les avantages d'une augmentation des exportations d'électricité et recommande une politique plus rigoureuse en matière d'exportation d'électricité. Cette étude deviendra un outil de référence important, notamment sur les aspects commerciaux, juridiques et réglementaires de la question des exportations d'électricité.

Comité gouvernement- industrie sur l'énergie utilisée par les véhicules automobiles et normes de consommation de carburant

Le Comité gouvernement-industrie sur l'énergie utilisée par les véhicules automobiles tient sa première réunion en octobre. Il recrute ses membres dans des associations de l'industrie automobile et dans des ministères fédéraux qui s'intéressent à l'aspect énergétique des véhicules à moteur. Il a été constitué par EMR à la demande du segment nord-américain de l'industrie. Il sert essentiellement de lieu de rencontre pour échanger de l'information sur les questions et les développements en matière d'énergie qui concernant les véhicules à moteur. Il s'intéresse tout particulièrement au Programme de consommation de carburant des véhicules. Il s'agit d'un programme volontaire dans lequel les fabricants automobiles ont convenu de respecter certaines normes de consommation et d'apposer sur leur véhicule des étiquettes indiquant la consommation de carburant établie au moyen de méthodes approuvées par le

1983-22 gouvernement. Le projet de loi C-107 - Loi sur les normes de consommation de carburant des véhicules automobiles - a reçu la sanction royale le 7 juillet 1982 après un débat au Parlement. Étant donné que l'industrie automobile est disposée à mettre en oeuvre volontairement une norme de consommation de carburant et que les entreprises se soumettent librement à un programme en ce sens qu’il juge acceptable, le gouvernement décide de ne pas mettre la Loi en vigueur.

Réduction des plans d'expansion d'Hydro-Québec - élimination progressive des plans nationaux en matière d'électricité

En octobre, Hydro-Québec présente son plan d'expansion 1983 au gouvernement provincial; les tendances qui s'en dégagent semblent correspondre aux changements et aux problèmes auxquels font face les entreprises de service public ailleurs au Canada. En octobre 1982, Hydro-Québec a prévu une croissance annuelle de la demande d'électricité de 3,2 p. 100 entre 1981 et 1996. En octobre 1983, cette prévision a été revue à la baisse à 2,9 p. 100. Ces deux pourcentages tranchent avec les 6,2 p. 100 qui avaient été prévus en octobre 1981. En ce qui concerne les investissements, les projections de 1981, 1982 et 1983 donnent respectivement 55, 33 et 18 G$ sur dix ans. À la fin de 1983, certaines indications donnent à penser qu'Hydro-Québec reportera jusqu'après l'an 2000 la mise en service des installations qu'elle prévoit de construire pour augmenter la production de base : La Grande, Phase II - 2 192 MW, Grande-Baleine - 2 986 MW, La Romaine - 1 708 MW, et Nottaway, Broadback et Rupert - 7 030 MW. Hydro-Québec fonde sa stratégie commerciale, qui consiste à vendre ses surplus actuels, sur de vigoureux programmes d'accroissement des exportations d'électricité, l'augmentation des ventes internes en accélérant le remplacement du pétrole par l'électricité et l'augmentation de l'utilisation de l'électricité dans l'industrie pour satisfaire de nouveaux besoins. Il est prévu d'augmenter la capacité de transport des interconnexions avec les provinces voisines et les États-Unis, de telle sorte qu'Hydro-Québec prévoit que les ventes à l'Ontario, au Nouveau-Brunswick et aux États-Unis atteindront 28 GWh en 1986 et 36,5 GWh en 1988 (l'année des surplus critiques), comparativement à 18 GWh en 1982. À l'échelle du pays, l'Association canadienne de l'électricité prévoit à la fin de 1983 que les entreprises de service public du Canada dépenseront 91 G$ en travaux de construction au cours des dix prochaines années; c’est 45 p. 100 de moins que les estimations antérieures (164 G$). Les producteurs canadiens d'électricité revoient leurs prévisions de dépenses à plus long terme pour éviter la surconstruction.

Le charbon du Cap-Breton : problème de rentabilité

En novembre, le ministre de l'Industrie et du Commerce annonce un examen approfondi de la Société de développement du Cap-Breton (SDCB), après qu'on l’a informé que l'entreprise avait perdu 46 M$ en 1982-1983 et prévoyait un déficit d'exploitation de 63 M$ en 1983-1984. Une perte de 11 M$ avait été prévue pour 1982-1983. Le gouvernement a créé la SDCB en 1967 afin d'éliminer progressivement l'exploitation coûteuse du charbon et d'aider à promouvoir la diversification économique au Cap-Breton. Les tentatives pour mettre en place d'autres industries viables dans les années 1970 ont été un échec. La flambée des prix du pétrole au milieu des années 1970 a forcé le gouvernement a revoir le mandat de la SDCB, qui a renoué avec l'exploitation et l'expansion des mines de charbon sans réussir à les rentabiliser davantage qu’on ne l’avait fait au cours de la majeure partie des 50 années précédentes.

Prévisions d'interruption des approvisionnements pétroliers du Moyen-Orient

En novembre, le directeur exécutif de l'Association pétrolière canadienne, citant le Département de l'énergie des États-Unis selon lequel une interruption des approvisionnements pétroliers du Moyen Orient a 75 p. 100 de chances de se produire avant 1990, exprime l'avis que le Canada pourrait être en sérieuses difficultés si jamais un tel événement déclenchait une autre pénurie. Il ajoute que, si le Canada est statistiquement autosuffisant en pétrole en 1983, c'est seulement parce que la récession a réduit la demande. Il estime que les Canadiens devraient profiter de l'acalmie qui existe sur les marchés de l'énergie pour discuter et résoudre les problèmes énergétiques qui limitent considérablement le potentiel du Canada.

Aucune autre acquisition par Petro-Canada

En novembre, le président de Petro-Canada affirme que son entreprise ne procédera pas à d'autres acquisitions majeures et qu'elle entre dans une période de consolidation, de productivité et de stabilité. Il ajoute que, pour devenir un instrument stratégique viable, Petro-Canada doit avoir « de l'expertise, des gens qualifiés, des ressources financières et du muscle ». Après avoir fait l'acquisition de BP Refining and Marketing Canada Limited et de Pétrofina Canada Inc. en 1983, il est convaincu que Petro-Canada dispose maintenant d'une

1983-23 solide organisation.

Intention de la Turquie d'acquérir un réacteur CANDU

Le 3 novembre, Énergie atomique du Canada ltée (EACL) confirme, lors d'une conférence de presse, qu'elle a reçu une lettre d'intention de la part de la Turquie, qui envisage d'acheter un réacteur nucléaire CANDU. La vente d'un réacteur de 600 MW serait négociée par EACL en collaboration avec Korea Heavy Industries and Construction Co., qui partagerait la construction et le financement du réacteur dont le coût est estimé à 1 G$. Cette entreprise était en lice pour vendre trois réacteurs à la Turquie et, selon les rapports, General Electric des États-Unis et Kraftwerk Union de l'Allemagne de l'Ouest ont également remporté des contrats. À la fin des années 1980, les détails de l'entente conclue avec la Turquie pour l'achat d'un réacteur CANDU ne seront toujours pas réglés.

Loi sur le transport du grain de l'Ouest - suppression du plafond de prix de 2 $/t sur la réserve fédérale de charbon

Le 14 novembre, le projet de loi C-155 - Loi visant à faciliter le transport, l'expédition et la manutention du grain de l'Ouest et modifiant certaines lois en conséquence - la Loi sur le transport du grain de l'Ouest - est adoptée par la Chambre des communes et peu après par le Sénat. Il a fait l'objet d'un débat au Parlement pendant plusieurs mois. L'article 65 prévoit de modifier la Loi de la passe du Nid-de-Corbeau de telle sorte que les terrains houillers du Canada - la réserve fédérale de charbon en Colombie-Britannique - pourront désormais être détenus, aliénés ou autrement gérés de la façon et aux conditions que le gouvernement du Canada jugera appropriées. Cette disposition a pour effet de supprimer de la Loi de la passe du Nid-de-Corbeau la disposition limitant à 2 $/t le prix de vente du charbon. Au cours du débat parlementaire, il est abondamment question de la propriété de la réserve fédérale de charbon en raison des prétentions du gouvernement de la Colombie-Britannique. Cette question demeurera lettre morte au milieu des années 1980, étant donné que les conditions générales du marché du charbon sont de nature à décourager tout effort concerté pour promouvoir la mise en valeur de ces abondantes ressources en charbon.

Prévision du rôle des énergies renouvelables

En novembre, l'organisation Les Ami(e)s de la terre réalise, à la demande du gouvernement du Canada, une étude intitulée « 2025 : les filières énergétiques douces au Canada » (306 pages). L'étude conclut que les politiques gouvernementales et les obstacles institutionnels constituent les principaux facteurs qui entravent la marche vers l'autosuffisance énergétique, mais que les « filières douces » (le recours aux économies d'énergie pour réduire les besoins énergétiques à des niveaux qui permettront de les combler à l'aide des énergies renouvelables, de systèmes décentralisés et de sources écologiques) sont à la fois faisables sur le plan technique et intéressantes du point de vue économique. L'étude conclut en outre que, d'ici l'an 2025, les Canadiens disposeront de plus de richesses par habitant tout en consommant jusqu'à un tiers de moins d'énergie qu'en 1978, malgré une population plus grande de 50 p. 100 et un produit intérieur brut haussé de 200 p. 100 en valeur réelle. Durant cette période, la part des sources d'énergie renouvelable dans la consommation totale d'énergie passera de 16 p. 100 à environ 80 p. 100. La contribution des produits pétroliers et du gaz naturel baissera considérablement durant ce demi-siècle. Les auteurs de cette étude commandée par le gouvernement fédéral ne se prononcent pas sur la probabilité ou la souhaitabilité des filières douces, se limitant à en analyser la faisabilité. Plus tard, ils publieront un livre intitulé « Life After Oil », dans lequel ils feront valoir l'intérêt des énergies douces, en suggérant des mesures que le gouvernement et le grand public devront prendre pour placer le Canada sur la voie des énergies douces. Les prévisions contenues dans l'étude et dans le livre subséquent annoncent une baisse de 12 à 34 p. 100 de la consommation d'énergie dans l'ensemble du Canada entre 1978 et 2025; on estime que 95 p. 100 de l'énergie nécessaire au transport sera fournie par des carburants produits à partir de la biomasse; 95 p. 100 de l'électricité sera d'origine hydraulique; les énergies renouvelables représenteront entre 77 et 82 p. 100 de toute l'énergie consommée d'ici à 2025. Plus tôt dans l'année, en avril, le Worldwatch Institute, dans un ouvrage intitulé « Renewable Energy: the Power to Chose », a prévu comme suit la composition du parc énergétique mondial en l'an 2000 : 26 p. 100 de pétrole; 26 p. 100 d'énergie renouvelable; 24 p. 100 de charbon; 18 p. 100 de gaz naturel; 5 p. 100 d'énergie nucléaire.

Rejet de la poursuite concernant le tronçon préalable

Le 17 novembre, la cour Suprême de la Colombie-Britannique juge que le Parlement a bel et bien délégué le pouvoir d'apporter les modifications contenues dans le décret autorisant la construction, au Canada, du tronçon préalable du gazoduc de la Route de l'Alaska. Dans sa poursuite devant les tribunaux, le député de Vancouver-Kingsway alléguait que trois décrets

1983-24 fédéraux du 17 juillet 1980, qui avaient autorisé la construction du tronçon, étaient invalides. La cour Suprême de la Colombie-Britannique lui a donc donné tort.

Mémoire de l'APC/IPAC présenté à la Commission royale sur l'Union économique et les perspectives de développement du Canada

Dans un mémoire commun présenté à la Commission royale sur l'Union économique et les perspectives de développement du Canada, en novembre, l'Association pétrolière canadienne (APC) et la Independent Petroleum Association of Canada (IPAC) recommandent de laisser au secteur privé la plus grande partie possible de la mise en valeur des réserves pétrolières et gazières du Canada et de réduire la réglementation pour laisser jouer les forces du marché. L'industrie a absolument besoin d'une politique cohérente du gouvernement, parce qu'il faut parfois des décennies avant que les investissements ne commencent à rapporter. La fiscalité et la structure des redevances devraient récompenser les entreprises efficaces en étant liées aux bénéfices et au rendement des investissements plutôt que de dépendre purement et simplement de la production comme c'est le cas de l'Impôt sur les revenus pétroliers. Le régime fiscal devrait être sensible aux divers risques et aux coûts des activités de mise en valeur. À plusieurs occasions par le passé, l'Association pétrolière canadienne, en particulier, a réclamé un régime fiscal qui aiderait l'industrie pétrolière et gazière à exercer ses activités dans un marché sans entraves. Dans d'autres mémoires présentés à la Commission, les entreprises pétrolières préconisent une approche non interventionniste de la part du gouvernement et se montrent particulièrement sévères à l'endroit d'un certain nombre de mesures du Programme énergétique national.

Plan de rééchelonnement de la dette de Dome Petroleum

En novembre, Dome Petroleum prépare un plan de rééchelonnement de la dette qu'elle soumettra le 1er décembre à ses créanciers et au gouvernement canadien. Elle entend se départir de certains éléments d’actif non essentiels, ce qui lui permettra de réduire sa dette d'environ 5,7 G$; améliorer sa structure financière en procédant à l'émission de 700 M$ de titres rattachés à des actions; continuer à payer l'intérêt sur tous ses prêts et à rembourser le principal en s’en tenant rigoureusement à un tableau d'amortissement. Elle demande aux créanciers d'étendre les calendriers de remboursement des prêts; de lui proposer des options pour fixer les taux d'intérêt; de maintenir ses marges de crédit actuelles en plus de mettre à sa disposition 200 M$US de crédit de soutien non garanti. Elle demande au gouvernement fédéral et à quatre banques canadiennes de continuer à lui consentir, au besoin, le soutien prévu dans un accord de principe datant de septembre 1982 jusqu'à ce que le nouveau plan puisse entrer en vigueur. Le plan de rééchelonnement de la dette est proposé en lieu et place de l'aide financière qui a été offerte par le gouvernement fédéral et les quatre banques canadiennes. Il a pour objectif de restaurer les liquidités de l'entreprise et de rembourser sa dette de 6,2 G$ sur une période de dix ans et demi à douze ans. Elle renoncerait aux milliards de dollars de débentures convertibles proposées dans l'entente de principe de septembre 1982, qui aurait donné au gouvernement fédéral et aux quatre banques une large participation dans l'entreprise. À la fin de décembre, les 29 banques étrangères et canadiennes rejetteront le plan de rééchelonnement qui leur est proposé par Dome, mais estimeront qu'il est possible d'élaborer une formule de refinancement.

Retard du projet de GNL de l'Ouest de Dome

En novembre, Dome Petroleum décide de retarder d'un an son projet qui consiste à expédier du gaz naturel liquéfié au Japon, mais continue d'espérer de commencer les livraisons en 1987. Entre autres problèmes, les démarches en vue de conclure des ententes sur le prix du gaz naturel de l'Alberta et de la Colombie-Britannique accusent du retard. En mars, la Japanese National Oil Corporation a refusé de cautionner un prêt de 2,4 G$ pour permettre à Dome de financer l'usine de gaz naturel liquéfié (GNL) qu'elle entend construire à Grassy Point, sur la côte Nord de la Colombie-Britannique, en vue d'approvisionner des producteurs d'électricité japonais. En mai, l'Office national de l'énergie reporte en octobre une audience publique concernant le projet de 4 G$, à la demande de l'entreprise, qui a besoin de plus de temps pour déposer les détails des ententes financières et des ententes sur les prix conclues avec les producteurs de gaz. En octobre, le gouvernement de la Colombie-Britannique donne son appui de principe au projet mais, en novembre, l'entreprise est incapable de conclure les ententes financières et autres nécessaires à la construction des pipelines, des usines de liquéfaction et des installations d'expédition.

Industrie pétrochimique : les problèmes se

En novembre, on constate que les perspectives se sont quelque peu améliorées en 1983 pour certains secteurs de l'industrie pétrochimique canadienne. Les exportations ont augmenté et des gains de production soutenus ont été enregistrés pour la plupart des principaux produits

1983-25 poursuivent pétrochimiques. Dans l'Ouest du Canada, la compétitivité de l'industrie de l'éthane s'est

nettement améliorée, les prix de l'éthane américains, qui avaient considérablement chuté en 1982, se sont maintenus en 1983 à des niveaux de 20 à 30 p. 100 supérieurs aux prix albertains. Dans l'Est du Canada, malgré une augmentation de la demande de produits pétrochimiques, les deux principaux producteurs d'oléfines, Pétromont du Québec et Petrosar de l'Ontario, demeurent sous le seuil de la rentabilité. En dépit des prêts et des garanties de prêts consentis par le gouvernement fédéral et le gouvernement provincial, la viabilité des principaux producteurs pétrochimiques demeure douteuse sans une profonde restructuration et sans une aide gouvernementale qui les aidera à utiliser un plus large éventail de matières premières. En juin, le gouvernement constitue un groupe de travail sur l'industrie pétrochimique, mandaté pour se pencher sur divers problèmes; ce comité doit remettre son rapport au début de 1984 et formuler des recommandations en vue d'une politique à long terme. L'industrie a fermé plusieurs usines de petite taille et non rentables en 1983, mais elle a construit deux usines à Sarnia, en Ontario, et deux autres en Alberta qui forceront la fermeture d'autres installations sur un marché très concurrentiel.

Commentaires du vérificateur général au sujet du PEN

Dans son rapport au Parlement qu'il dépose en décembre, le vérificateur général formule les commentaires suivants au sujet du Programme énergétique national (PEN) pour l'année financière se terminant le 31 mars 1983 : 1) « Pour résumer la situation, la mise en oeuvre du Programme énergétique national fut une tâche considérable et ardue, qui s'accomplit sous la pression d'échéances très serrées dans un milieu en évolution rapide. » 2) « Compte tenu de ces circonstances, nous estimons que les programmes ont été bien mis en oeuvre. Certaines procédures demandent à être perfectionnées et des démarches ont déjà été prises dans ce sens. » 3) « Parmi les programmes lancés ou élargis dans le cadre du Programme énergétique national, on en compte 40 qui s'attaquent à ces secteurs (économies d'énergies, énergies renouvelables et remplacement du pétrole)... À notre avis, le défi que constituait le PEN pour les fonctionnaires de tous les niveaux était considérable. Dans l'ensemble, le défi de la mise en oeuvre a été relevé. » 4) « Dans l'ensemble, l'AMESP est bien administrée, mais certaines fonctions de gestion essentielles ne sont pas encore remplies de manière satisfaisante. » 5) « Nous avons examiné les redevances d'indemnisation pétrolière... Dans l'ensemble, cette direction (Programme des prix du pétrole et indemnisation) administre bien ses programmes. Elle a pris soin de s'assurer que les paiements et les recettes ont été administrés dans les règles au cours de l'exercice financier terminé le 31 mars 1983. » Dans d'autres observations où il fait plus particulièrement référence au Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), le vérificateur général indique que le Programme est expansible parce que le montant total des subventions versées à l'industrie dépend du rythme de l'activité d'exploration.

Prévision des investissements dans le secteur de l'énergie jusqu'à l'an 2000

En novembre, un rapport de Merrill Lynch Canada Inc. prévoit que l'industrie pétrolière et gazière investira plus de 250 G$ au Canada entre 1983 et l'an 2000 pour mettre en valeur les réserves de pétrole et de gaz du pays. Le total des investissements en rapport avec l'énergie atteindra 556 G$ si l'on tient compte des coûts de traitement et de transformation des produits pétroliers, de l'extraction du charbon, ainsi que des investissements dans les réseaux d'électricité et les pipelines. En comparaison, les investissements dans la recherche et la mise en valeur du pétrole et du gaz au Canada se sont chiffrés à 54 G$ entre 1947 et 1983.

Relations canado-américaines dans le domaine du gaz naturel en 1983

Voici des extraits d'un rapport sur les importations de gaz naturel en date du 22 décembre 1983, qui a été remis au Congrès américain. Il résume l'essentiel des relations entre le Canada et les États-Unis dans le domaine du gaz naturel en 1983. Ce rapport, où il est également question du commerce du gaz naturel avec le Mexique et l'Algérie, souligne que les contrats d'importation doivent être adaptés aux changements qui surviennent sur les marchés américains, de manière que le gaz naturel importé puisse être vendu aux consommateurs américains à des prix compétitifs pendant toute la durée du contrat. « Étant donné que plus de 80 p. 100 de nos importations de gaz (783 Gpi3 en 1982) viennent du Canada, le commerce canado-américain du gaz naturel est de loin l'élément le plus important de nos échanges internationaux de gaz naturel. Depuis 1983, nous avons eu une série de rencontres avec le Canada sous l'égide du Mécanisme de consultations relatives à l'énergie (MCE), afin de discuter des problèmes posés par le commerce de l'énergie, en particulier par nos échanges de gaz naturel. Il y a eu également des pourparlers entre des

1983-26 hauts fonctionnaires des deux pays, en dehors du cadre du MCE, notamment une rencontre entre le Secrétaire de l'Énergie Hodel et le ministre canadien de l'Énergie Chrétien. Du côté des États-Unis, nous avons fait valoir le fait que le commerce du gaz naturel devrait obéir aux lois du marché. Nous croyons que des progrès importants ont été faits dans ce sens. En 1983, le Canada a apporté des rajustements substantiels, en faisant des accommodements sur le plan des prix et des volumes en faveur des importateurs et des consommateurs américains, afin de maintenir sa part des marchés du gaz américains, sinon pour en prévenir l'érosion. Entre autres, il a réduit de 11 p. 100 son prix d'importation de base à 4,40 $/MBtu et institué un régime de tarifs incitatifs reliés au volume pour les exportations de gaz à destination des États-Unis, qui abaisse le prix à 3,40 $/MBtu dans le cadre des achats qui dépassent 50 p. 100 des volumes prévus au contrat. En outre, des acheteurs américains et des vendeurs canadiens ont négocié des règlements volumétriques à court terme. « D'autres progrès ont été faits lors de la réunion du MCE qui s'est tenue le 28 septembre à Ottawa. À cette occasion, les États-Unis ont proposé officiellement au Canada que les deux pays établissent un nouveau cadre, un ensemble de principes pour rendre le commerce bilatéral du gaz naturel sensible aux fluctuations du marché. Nous avons souligné qu'en raison des différences régionales qui existent sur les marchés du gaz américain, nous prévoyons que les exportations canadiennes fondées sur des négociations entre acheteurs et vendeurs entraîneront des différentiels de prix à la frontière canado-américaine. Des deux côtés de la frontière, il a été convenu que le gaz canadien devait être compétitif à long terme sur les marchés américains. Pour atteindre cet objectif, le Canada a indiqué qu'il pourrait avoir à apporter d'autres rajustements. Ainsi, le 1er novembre, le Canada a élargi son régime de tarifs incitatifs reliés au volume pour permettre aux acheteurs américains de profiter d'un prix réduit de 3,40 $/MBtu dès cet hiver. Nous croyons savoir également que des discussions sont actuellement en cours au Canada, au sein de l'administration fédérale, à l'intérieur des provinces de l'Alberta et de la Colombie-Britannique, de même qu'entre l'industrie et les gouvernements fédéral et provinciaux, au sujet de la possibilité d'apporter d'autres rajustements aux exportations dans les mois qui viennent. Le rapport au Congrès conclut que tous ces faits nouveaux ont contribué à mettre en place aux États-Unis un régime d'importation de gaz davantage axé sur les forces du marché, bien qu'il reste encore beaucoup à faire. Cependant, les correctifs apportés par le Canada ont permis aux Américains de réaliser des économies de plus de 1 G$ en 1983 et leur feront économiser plus de 1,5 G$ en 1984. Comme plus de 80 p. 100 des importations de gaz américaines proviennent du Canada, ces économies sont en grande partie le résultat des réductions du prix d'exportation canadien.

Discours du Trône Dans le discours du Trône du 7 décembre, le gouvernement parle de l'énergie en ces termes : « Nous devons continuer d'apporter une attention spéciale à notre politique énergétique. L'adoption du programme énergétique national nous a permis de mettre en place les moyens d'atteindre nos objectifs nationaux, soit l'autosuffisance énergétique et l'accroissement de la propriété canadienne. Il fait désormais partie intégrante des plans à long terme des sociétés énergétiques, grandes et petites. Le Programme d'encouragement du secteur pétrolier favorise, pour sa part, l'exploitation de nouvelles sources d'approvisionnement et l'accroissement de la propriété canadienne. Le gouvernement demeure fermement résolu à poursuivre son programme énergétique national en vue d'atteindre les objectifs qu'il s'est fixés. Il présentera en outre un projet de loi visant à confirmer l'entente énergétique Canada-Nouvelle-Écosse, qui permettra l'exploitation à grande échelle des ressources gisant au large de la côte Est du Canada. »

Prix du pétrole de l'OPEP à 29 $

Dans un communiqué émis le 9 décembre, les ministres de l'OPEP responsables du pétrole annoncent qu'ils ont convenu de s'en tenir au prix de 29 $US/b et au plafond de production de 17,5 Mb/j qu'ils ont adoptés en mars 1983. Ils ont également convenu de resserrer leur discipline interne pour forcer les membres dissidents à respecter le gel des prix et de la production malgré la faiblesse de la demande mondiale de pétrole.

Projet d'expédition de En décembre, une proposition suscite de plus en plus d'intérêt aux États-Unis : expédier le

1983-27 GNL de l'Alaska au Japon en lieu et place du gazoduc de la Route de l'Alaska

gaz de l'Alaska au Japon sous forme de GNL, plutôt que de le livrer aux 48 États contigus des États-Unis au moyen du réseau de transport de gaz naturel de la route de l'Alaska, un projet de longue date qui a accumulé de nombreux retards, et dont on a déjà construit des sections préalables au Canada. Un différend a éclaté au sujet de l'obligation légale ou morale des États-Unis de transporter le gaz naturel de l'Alaska dans les États contigus des États-Unis en empruntant le tronçon préalable du réseau ANGTS. Le Canada maintient que les États-Unis sont liés par un certain nombre d'engagements consacrés dans des lois, des résolutions, des ententes et de la correspondance concernant le projet pipelinier de plusieurs milliards de dollars qui a maintes fois été retardé faute de garanties financières. Cependant, Yukon Pacific Corp., l'entreprise qui prévoit d'expédier du gaz de l'Alaska sous forme de GNL au Japon, oppose un démenti à toute obligation d'acheminer le gaz au sud et c'est pourquoi elle demande au Congrès de faire une déclaration explicite en ce sens.

Projet pilote de l'Arctique et projet Polar Gas retardés

En décembre, Petro-Canada, Dome Petroleum, Melville Shipping Ltd, et NOVA, une entreprise albertaine, qui participe au Projet pilote de l'Arctique (PPA), demandent à l'Office national de l'énergie d'attendre encore 18 mois avant de reprendre les audiences sur son projet visant à transporter sous forme de GNL du gaz naturel de l'archipel Arctique, pour voir comment les marchés européens vont évoluer. Les audiences ont été ajournées par l'ONE jusqu'à ce que la question des marchés soit résolue. Les audiences de l'ONE portant sur le Projet pilote de l'Arctique ont commencé le 2 février 1982 pour être ajournées le 31 août 1982. Le 8 juin de la même année, l'ONE a ordonné aux promoteurs du projet de lui présenter, au plus tard en décembre, son opinion sur la forme que devraient prendre les instances; les promoteurs ont alors fait valoir qu'il serait dans l'intérêt public de maintenir les audiences en l'état. Par ailleurs, en décembre, le consortium Polar Gas (Tenneco Inc., Panarctic Oils Limited, Ontario Energy Corporation et Petro-Canada) annoncent leur intention de s'adresser à l'ONE et au ministère des Affaires indiennes et du Nord en 1984 pour construire un gazoduc qui partirait de la région de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie et qui emprunterait la vallée du Mackenzie pour atteindre la ville d'Edmonton, sur une distance de 2 122 km. Le coût du projet est estimé à 6,1 G$ (dollars 1982). En décembre 1977, Polar Gas avait déposé une demande auprès de l'ONE en vue de construire un gazoduc pour transporter le gaz de l'archipel Arctique vers le sud, en longeant le côté ouest de la baie d'Hudson, pour se raccorder au réseau de TransCanada à Longlac, dans le nord de l'Ontario.

Modification des différentiels de PRNP - application du PRNP à la production des puits intercalaires

Le 22 décembre, le gouvernement annonce des changements au régime du Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP), qui entreront en vigueur le 1er janvier 1984. Il doit implanter une nouvelle méthode pour calculer le PRNP, à la lumière des résultats d'un examen approfondi de la méthodologie utilisée pour déterminer les prix des différentes qualités de pétrole admissibles au PRNP. Cet examen fait suite à un engagement pris le 30 juin, au moment de l'annonce de la modification du protocole d'entente entre le Canada et l'Alberta sur la fixation des prix et la taxation des ressources énergétiques. Le gouvernement veut faire en sorte que les prix du nouveau pétrole au Canada correspondent aux prix des bruts étrangers comparables. Désormais, le prix du nouveau pétrole établi au cours d'un mois donné sera basé sur les prix des bruts étrangers de même qualité en vigueur le mois précédent, comparés à Montréal. Ce changement élimine deux problèmes associés au PRNP. D'une part, en renonçant à l'utilisation d'un prix moyen, le gouvernement s'assurera que les valeurs du PRNP correspondront davantage aux prix étrangers. D'autre part, la méthode révisée élimine le délai de quatre à six mois qui doit s'écouler avant que les prix étrangers ne se répercutent sur le PRNP obtenu par les producteurs canadiens. Les changements annoncés en décembre prévoient également l'application du PRNP à la production pétrolière des puits intercalaires forés à l'intérieur des limites d'un gisement lorsque l'entreprise peuvent démontrer que ces puits ajouteraient la production. Cette disposition a pour but d'exploiter des réserves qui ne pourraient l'être autrement dans les conditions économiques.

Exploration des terres du Canada en 1983 : activité élevée

L'activité d'exploration dans les terres du Canada a été relativement élevée en 1983, selon les données collectées jusqu'à la fin de décembre. En tout, 33 puits d'exploration ont été complétés : 17 au large de la côte atlantique, trois dans la mer de Beaufort, quatre dans l'archipel Arctique et quatre au large des côtes arctiques, deux dans la région du delta du MacKenzie et trois dans la vallée du MacKenzie au sud du delta. Cinq découvertes ont été réalisées : trois de gaz au large de la côte atlantique et une de pétrole et de gaz dans la mer de

1983-28 Beaufort, et une au large de l'archipel Arctique. Comme en 1982, aucune de ces découvertes ne semble avoir augmenté considérablement les ressources découvertes en pétrole et en gaz du Canada.

1984-1 L'ANNÉE 1984

Nouveau régime du PRNP

Un nouveau régime pour le prix de référence du nouveau pétrole (PRNP) entre en vigueur le 1er janvier. Depuis la mise en oeuvre du programme du PRNP en janvier 1982, le cours international tient lieu de prix de référence du nouveau pétrole en raison de l'immobilité du prix du pétrole brut en 1982 et de son affaissement en 1983, mais aussi parce que, aux termes du protocole d'entente signé entre les gouvernements du Canada et de l'Alberta, le PRNP ne doit en aucun cas dépasser le cours international. Selon le programme du PRNP, tous les prix sont établis d'après le cours moyen mensuel des importations, rendu à Montréal, des quatrième, cinquième et sixième mois antérieurs. On fixe les prix du brut de qualité différente à la moyenne du pétrole importé en appliquant les différentiels de qualité PRNP au prix moyen afin de dresser des grilles de prix pour chacun des niveaux de qualité. Comme la prime ou l'escompte, selon le cas, obtenu pour un brut de 38° API par rapport à un brut de 37° API est exactement identique à la prime ou à l'escompte d'un brut de 24° API par rapport à un brut de 23 °API, des divergences sont apparues entre les prix PRNP et le cours international. En effet, les primes et les escomptes du marché international n'évoluent pas de la même manière que ceux engendrés par le PRNP. Le fait que les prix PRNP soient fondés sur des produits importés à Montréal qui ont quitté leur pays d'origine quatre à six mois plus tôt introduit un sérieux facteur de décalage dans le temps. De surcroît, la production PRNP intérieure est concentrée là où les prix PRNP excèdent les cours internationaux, à savoir dans le pétrole lourd et le pétrole très léger. Par conséquent, le consommateur compense le producteur dans une mesure qui aurait pu excéder 175 M$ en 1984, si la situation était restée inchangée. Après de longues consultations avec l'industrie et les provinces, le gouvernement fédéral décide d'abandonner l'approche de calcul et d'adopter une méthode consistant à fixer le prix mensuel PRNP des différentes qualités de brut pour qu'il corresponde directement au prix observé le mois précédent pour les bruts étrangers de qualité équivalente. Le nouveau régime de prix PRNP élimine ainsi le problème du décalage chronologique, facilite la comparaison entre le PRNP et les bruts étrangers et favorise l'évolution des prix PRNP en fonction des fluctuations des prix du brut étranger (ou des taux de change et des frais de transport) au détriment de facteurs externes. Selon ce régime, les prix PRNP sont fondés sur 52 types de brut provenant de 17 différents pays, comparativement à seulement trois bruts provenant de deux pays selon l'ancien régime.

Office de conservation des ressources énergétiques de l'Alberta : élimination du déficit pétrolier d'ici 25 ans grâce aux sables bitumineux

En janvier, l'Office de conservation des ressources énergétiques de l'Alberta prévoit que le recul de la capacité de production de pétrole brut des sources classiques qui surviendra en Alberta au cours des 25 prochaines années sera amplement compensé par la forte hausse de la production de pétrole de source synthétique. La capacité de production, toutes sources confondues, est appelée à chuter à 1,08 million b/j en 1990, contre 1,3 million b/j en 1983, et ce malgré la découverte de nouveaux gisements et les projets de récupération tertiaire. L'Office prévoit que la capacité de production atteindra 1,35 million de b/j en 2007, en supposant que la production de pétrole de synthèse de petites usines de traitement des sables bitumineux en construction ou en phase de planification au début des années 1980 augmente à 875 000 b/j (contre 157 000 b/j en 1983).

Pénurie de pétrole annoncée pour 1990 à moins de changements fiscaux

En janvier, Gulf Canada Ltd. prévoit que, à moins qu'on découvre de nouvelles sources de pétrole, le Canada pourrait se retrouver en situation d'approvisionnement précaire d'ici 1990 et accuser une pénurie de 200 000 à 400 000 b/j. Ces prévisions ont été formulées dans le contexte des arguments soutenus par Gulf selon lesquels le gouvernement fédéral devrait modifier tant sa méthode d'imposition des entreprises pétrolières que son approche pour l’octroi de subventions aux entreprises engagées dans l'exploration pétrolière dans des régions pionnières.

1983, première année d'autosuffisance pétrolière depuis 1974

Selon les archives de janvier 1984, les exportations canadiennes de pétrole brut enregistrées en 1983 dépassent pour la première fois celles de 1974. Le déficit commercial pétrolier de 2,26 G$ observé en 1982 se transforme en un surplus de 183 M$ en 1983 grâce à la hausse des exportations.

Capacité nucléaire prévue

En janvier, les chiffres publiés par l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA) montrent que, à la fin de 1983, on dénombrait 209 réacteurs nucléaires, représentant une

1984-2 pour l'an 2000 capacité de production de 194 GW, en construction à travers le monde. Cette capacité doit

s'ajouter à la production de 317 réacteurs représentant une capacité globale de 191 GW répartie entre 25 pays. L'AIEA prévoit que la capacité mondiale des réacteurs en fonctionnement représentera 275 GW en 1985 et augmentera à 370-400 GW en 1990, puis à 580-850 GW en 2000. Au Canada, on dénombre 18 réacteurs nucléaires autorisés à fonctionner jusqu'à la fin de 1984. Ces réacteurs représentent une capacité globale de 10,7 GW.

Utilisation à d'autres fins du Prélèvement spécial de canadianisation

En janvier, le gouvernement fédéral signale son intention d'utiliser les recettes tirées du Prélèvement spécial de canadianisation à d'autres fins, maintenant que l'objectif premier de cette initiative, soit d'accroître la participation publique canadienne dans l'industrie du pétrole grâce à l'achat de Petrofina Canada Ltd., a été atteint. La légitimité de cette taxe est débattue à plusieurs reprises au Parlement dans les premiers mois de 1984, dans le contexte de la question de la fixation du prix de l'essence.

Fuite du réacteur nucléaire de Pickering

En janvier, on découvre que deux tubes de la centrale nucléaire Pickering 1 appartenant à Ontario Hydro comportent des boursouflures semblables à celles découvertes en août 1983 à Pickering 2. Ces boursouflures se trouvent dans une zone qui s'affaissait contre le tube de cuve depuis un certain temps. On doit arrêter le réacteur et extraire les tubes pour les examiner. On décide de remplacer les tubes des réacteurs 1 et 2 de la centrale de Pickering, qui sont en service depuis plus de 10 ans, plutôt que d'attendre aux années 1990 comme il était prévu à l'origine. L'alliage choisi pour les nouveaux tubes est de type ZR-2,5 % Nb, soit celui utilisé dans tous les réacteurs CANDU depuis l'installation des réacteurs Pickering 1 et 2. Le coût de ce remplacement est évalué à 700 M$. Trois facteurs ont contribué au mauvais fonctionnement des tubes. Premièrement, le taux de corrosion était anormalement élevé à l'intérieur des tubes de Zircaloy étanches, au contact de l'eau lourde réfrigérante, de sorte que, vers la fin de la durée de vie utile des tubes, le métal sous-jacent absorbait une grande partie du deutérium qui fuyait. Deuxièmement, les précipités de deutériures de zirconium dans l'alliage affaiblissaient la résistance des tubes. Troisièmement, à cause du déplacement d'un des ressorts bracelets qui séparent le tube étanche chaud des tubes de cuve qui l'entourent, après plusieurs années de fonctionnement, le tube étanche s'affaisse et entre en contact avec le tube de cuve. Des points froids se forment alors le long du tube étanche, ce qui permet au deutérium de se répandre dans la zone moins chaude à l'intérieur de l'alliage au zirconium et de former par précipitation des boursouflures cassantes de zirconium. Les recherches ont montré que ces trois facteurs joueraient un rôle beaucoup plus important dans les nouveaux tubes étanches en alliage de zirconium-nibium (Zr-Nb). Les travaux de remplacement doivent être achevés au plus tard en octobre 1986.

La CGC évalue les ressources pétrolières et gazières

En janvier, La Commission géologique du Canada (CGC) publie ses plus récentes estimations au sujet des ressources pétrolières canadiennes. Pour l'ensemble du pays, les ressources pétrolières classiques sont évaluées à 5 893 Mpi3 (à un taux de probabilité de 50 %), contre 4 770 millions en 1976. Ces estimations comprennent les réserves et les ressources potentielles mais excluent les sables bitumineux de l'Ouest canadien. Les ressources en gaz naturel sont évaluées à 12 522 Gpi3. Les ressources pétrolières et gazières proviennent principalement de quatre régions, comme suit : Pétrole Gaz naturel (en Mpi3) (en Gpi3) Bassin sédimentaire de l'Ouest canadien 1 347 4 615 Région extracôtière de l'Est

1984-3 2 102 2 669 Mer de Beaufort et delta du Mackenzie 1 464 2 151 Région de l'archipel arctique 762 2 618 Bassin de la Cordillère 50 270 Est canadien 168 199 5 893 12 522 Les réserves et les ressources pétrolières connues constituent 20 % des ressources pétrolières totales connues et potentielles, tandis que les réserves et les ressources gazières connues constituent 24 % des ressources gazières totales connues et potentielles. Les ressources potentielles sont vastes, mais il faut d'abord les découvrir et pouvoir les commercialiser dans les conditions de marché existantes. Les autres réserves établies de pétrole brut de synthèse des sables bitumineux sont évaluées à quelque 3 860 Mpi3, tandis que le potentiel lié à la récupération assistée du pétrole dans l'Ouest canadien est évalué à 500 Mpi3. Ces deux données s'ajoutent aux estimations mentionnées précédemment et sont toutes les deux très incertaines tant du point de vue économique que technologique.

Programmes d'économies d'énergie - Énerdémo, PCVRE

En janvier, deux programmes de production d'énergie renouvelable et d'économies d'énergie mis en oeuvre en vertu d'ententes avec les provinces sont remplacés par des programmes fédéraux de plus grande portée. Les Accords fédéraux-provinciaux de démonstration des économies d'énergie et des énergies renouvelables (ADEEER) ont été remplacés par Énerdémo-Canada, Ce programme quinquennal d'une valeur de 80 M$, d'envergure nationale, prévoit des initiatives telles que le Programme de démonstration dans les collectivités éloignées (PDCE) et le programme Énerdémo déjà en vigueur au Québec. Le Programme canadien de vérification du rendement énergétique (PCVRE), qui prévoit la conduite de vérifications du rendement en énergie et le versement de subventions aux entreprises et aux organismes, est remplacé par un nouveau programme de vérification du rendement énergétique qui vise à donner des renseignements et des conseils sur le sujet. Ce programme est mieux intégré aux autres initiatives fédérales connexes que son prédécesseur. Le PNVRE était un volet du Programme national de mini-bus de l'énergie mis en oeuvre en 1978. Il s'avérait nécessaire d'accroître l'uniformité entre les différents programmes à travers le Canada et de mieux intégrer les services à l'échelle nationale.

Déversement d'eau contaminée à la mine d'uranium de Key Lake

En janvier, près de 60 millions de litres d'eau à faible radioactivité se déversent et forment une mare à la mine d'uranium de Key Lake, dans le nord de la Saskatchewan. La mine, qui est en exploitation depuis juin de l'année précédente, doit devenir le plus grand centre de production d'uranium au monde, une fois qu'elle aura atteint sa capacité maximale. Des digues sont dressées pour empêcher l'eau contaminée de couler dans les lacs voisins. Toutefois, l'incident retient fortement l'attention du Parlement. On s'interroge notamment sur son origine, sur les

1984-4 procédures de nettoyage, sur les mesures d'intervention d'urgence ainsi que sur les modalités précises de l'octroi de permis par les autorités fédérales dans le cas des mines d'uranium. On examine également le partage des compétences entre le gouvernement fédéral et les provinces et on envisage la possibilité d'une violation de la réglementation fédérale, qui relève de la Loi sur le contrôle de l'énergie atomique.

Livraison de réacteurs CANDU à la Roumanie

En janvier, deux entreprises d'ingénierie canadiennes choisies pour fournir les composantes de deux réacteurs CANDU, pour une valeur de 70 M$, à la Roumanie, signent des accords commerciaux compensatoires. La Roumanie avait précisé que les entreprises canadiennes qui remporteraient les contrats devraient accepter des produits roumains de valeur égale et les vendre sur le marché canadien. La Roumanie avait rejeté une proposition selon laquelle l'industrie canadienne aurait confié l'écoulement des produits sur le marché mondial à une société japonaise. En août 1983, Énergie atomique du Canada limitée avait annoncé le lancement des travaux de construction des deux réacteurs CANDU en Roumanie.

Coopération Canada-États-Unis pour la recherche sur les sables bitumineux

Lors d'une rencontre à Ottawa le 26 janvier, les représentants officiels d'organismes américains et canadiens conviennent de prolonger de cinq ans un protocole d'entente visant la coopération en R-D sur les sables bitumineux et le pétrole lourd. La signature de ce protocole d'entente remonte à 1979. Les États-Unis participaient à ce protocole par l'entremise de leur ministère de l'Énergie, tandis que le Canada était représenté par EMR (CANMET), le Bureau de recherche et de technologie des sables bitumineux de l'Alberta et le ministère de l'Énergie et des Mines de la Saskatchewan. Au cours des cinq premières années du programme, les efforts ont été concentrés sur quelques aspects précis : les caractéristiques des ressources et l'analyse des sables bitumineux et des pétroles lourds, l'amélioration de l'injection de vapeur au moyen d'additifs, l'échange d'information technique, la télédétection de la chaleur souterraine et des déplacements de fluides et la démonstration de la technologie américaine de production de vapeur au fond de trou.

Conseil canadien de la recherche sur l'évaluation environnementale

Le 31 janvier, le ministre fédéral de l'Environnement annonce la création du Conseil canadien de la recherche sur l'évaluation environnementale (CCREE). Cet organe sera chargé d'examiner les besoins en recherches sur l'évaluation environnementale et la contribution de ces recherches à la planification et au développement au Canada. Le CCREE, qui rend compte au président exécutif du Bureau fédéral d'examen des évaluations environnementales (BFEEE), est composé de 12 membres nommés en rotation pour un terme de deux ans. La publication en 1983 d'un rapport intitulé « Cadre écologique pour l'évaluation environnementale au Canada » suscite un intérêt nouveau pour les fondements scientifiques et techniques de l'évaluation environnementale, particulièrement dans le contexte du Processus d'évaluation et d'examen en matière d'environnement (PEEE). En fait, la création du CCREE est la concrétisation d'une des recommandations formulées dans ce rapport. Cette initiative est lancée en partie en réaction aux critiques exprimées à l'égard des examens menés au fil des ans au sujet du PEEE, notamment le manque de rigueur scientifique et l'absence d'une approche systématique dans le traitement des aspects environnementaux des initiatives fédérales, y compris les nombreuses activités liées à l'énergie, dans les régions pionnières en particulier.

Étude du plateau continental polaire

En janvier, on finalise les évaluations de l'Étude du plateau continental polaire (EPCP) menées sur le terrain au cours de la campagne 1983, en prévision de la campagne 1984. Plus de 170 équipes scientifiques ont travaillé dans le cadre de l'EPCP dans l'archipel arctique et la zone côtière continentale en 1983. Il s'agissait du plus grand nombre d'équipes sur le terrain dans une saison depuis l'établissement de l'EPCP, en 1958. Le plus vaste projet réalisé en 1983 était l'expédition canadienne chargée d'étudier la dorsale Alpha (CESAR), avec ses camps situés sur la banquise de l'océan Arctique, dans le sillage du projet LOREX (étude de la dorsale Lomonosov) réalisé en 1979. Une quarantaine de chercheurs et de techniciens représentant de nombreuses disciplines ont consacré près de deux mois sur la banquise. Le gros des travaux portait sur la recherche biologique et géophysique en rapport avec l'origine de la dorsale Alpha. Il est également question au début de 1984 d'établir une station scientifique canadienne sur une île de glace dans l'océan Arctique. Toutefois, au début d'avril 1984, il est décidé de mettre les plans de côté jusqu'en avril 1985 à cause des retards occasionnés par les conditions météorologiques. Tous les travaux liés à l'EPCP et toutes les recherches connexes menées sur le terrain ont rapport avec les plans et les activités de mise en valeur des ressources pétrolières, gazières et autres dans l'Arctique. Ces recherches suscitent un intérêt constamment

1984-5 croissant au cours des années 1980. Ainsi, quelque 200 équipes scientifiques sont censées y travailler en 1984.

Les prix du gaz naturel sont maintenus à 65 % du prix du pétrole

Le 1er février, plusieurs changements sont apportés aux prix plurifactoriels qui contribuent au prix de gros du gaz naturel de l'Alberta vendu sur le marché transprovincial. Ces changements s'annulent mutuellement, de sorte que le prix du gaz naturel reste stable. Depuis l'entrée en vigueur de l'accord Canada-Alberta le 1er septembre 1981 et sa modification en juin 1983, le prix de gros du gaz naturel est maintenu à un niveau représentant 65 % du prix du pétrole brut à la raffinerie. Cette règle s'applique au gaz naturel vendu dans les provinces situées à l'est de l'Alberta; le rapport de prix est fixé dans le marché le plus à l'est du pays (la zone de l'Est), qui s'étend du sud-ouest de l'Ontario à la ville de Québec, et il est plus attrayant dans les marchés situés le plus à l'ouest. Le gouvernement fédéral maintenait le rapport de 65 % en apportant des rajustements à la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (TGNLGN). En prévision de la réduction de cette taxe à un taux nul, l'entente conclue en 1983 prévoyait le maintien du rapport de prix au moyen d'un rajustement du prix du gaz naturel à la frontière entre l'Alberta et la Saskatchewan. La modification de la taxe, au 1er février 1984, rend compte de l'engagement pris par le gouvernement fédéral et la province de l'Alberta de maintenir le rapport de 65 %. Les changements survenus comprennent une baisse du prix du gaz naturel dans la zone de l'Est, de 3,861 $ à 3,858 $/GJ, une augmentation du prix à la frontière de l'Alberta de 0,156 $/GJ à 2,79 $, et une réduction de la TGNLGN de 15 ¢/GJ à zéro. La hausse de prix à la frontière de l'Alberta est inférieure à l'augmentation de 0,233 $ prévue en septembre 1981; par contre, elle contribue à accroître les recettes des producteurs de cette province de 160 M$/an.

Programme Canada-Saskatchewan de recherche, développement et démonstration sur le pétrole lourd

Le 3 février, le gouvernement fédéral et la Saskatchewan annoncent la signature d'une entente de cinq ans visant la mise en valeur et l'exploitation des ressources en combustibles fossiles de cette province. Le programme de recherche, de développement et de démonstration sur le pétrole lourd et les combustibles fossiles doit être financé à part égale par les deux gouvernements, chacun versant 15 M$ pendant la période de 1984 à 1988, avec possibilité de prolonger l'entente après mars 1988. Les activités doivent porter principalement sur la recherche, le développement et la démonstration (RDD) de nouvelles technologies dans le but de récupérer et d'exploiter les ressources liées aux combustibles fossiles de la Saskatchewan, particulièrement le pétrole lourd. Le programme doit être géré par le gouvernement de la Saskatchewan, sous la direction d'un comité de gestion fédéral-provincial composé de deux représentants du ministère de l'Énergie et des Mines de la Saskatchewan et de deux représentants du ministère fédéral de l'Énergie, des Mines et des Ressources. Le programme doit permettre la mise en oeuvre d'une initiative de R-D en laboratoire qui sous-tendrait des projets de recherche appliquée et de développement dans divers organismes scientifiques, et d'un programme de développement permettant d'effectuer des démonstrations sur le terrain, de réaliser des projets pilotes et d'autres activités auxquelles l'industrie participerait. Le programme de RDD sur le pétrole lourd et les combustibles fossiles s'inscrit dans le cadre de l'entente Canada-Saskatchewan signée en octobre 1981. Cette entente couvre un large éventail de dossiers, notamment la tarification du pétrole, un plan visant la construction d'usines de traitement du pétrole lourd et la modification des régimes de redevances et de taxes de la Saskatchewan.

Entente de gestion entre NewGrade Inc., le Canada et la Saskatchewan concernant une usine de valorisation du pétrole lourd

Le 3 février, le gouvernement fédéral et la Saskatchewan annoncent des mesures pour la gestion d'une usine de valorisation du pétrole lourd qui serait possédée et exploitée par NewGrade Energy Inc., une entreprise fondée conjointement par le gouvernement du Canada, le gouvernement de la Saskatchewan et la Consumers' Cooperative Refineries Limited (CCRL), filiale exclusive de Federated Co-operatives Limited (FCL). L'usine de valorisation proposée nécessitera un investissement pouvant atteindre 600 M$ et devra dépendre de la raffinerie de CCRL à Regina. Aux termes de l'entente, comme le premier ministre de la province l'a annoncé en août 1983, le gouvernement fédéral devra financer 40 % du coût de la phase 1 du projet, jusqu'à concurrence de 6 M$, et consentira des garanties de prêt représentant jusqu'à 35 % du coût de l'usine de valorisation. La Saskatchewan devra fournir des garanties de prêt semblables et prendre part à l'investissement en capital. La décision de procéder à la construction de l'usine dépend des résultats des études de viabilité menées pendant la phase 1.

1984-6 Le budget fédéral suspend l'IRPS pour une troisième fois

Dans son budget du 15 février, le ministre des Finances annonce la suspension, pour une troisième fois, de l'impôt sur les revenus pétroliers supplémentaires (IRPS), ce qui va coûter environ 195 M$ au Trésor fédéral. Cette mesure vise à favoriser les sociétés pétrolières qui réinvestissent de fortes liquidités. Cette taxe est suspendue jusqu'au 1er juin 1985. Elle devait s'appliquer au pétrole découvert avant 1981, au taux de 50 % des recettes tirées de la différence entre les prix du pétrole et ceux prévus par l'ONE, après déduction des redevances fédérales. Lors de la mise à jour sur l'énergie faite en mai 1982, on avait suspendu l'IRPS du 1er juin 1982 au 31 mai 1983; le budget du 19 avril 1983 prévoyait un prolongement de la suspension jusqu'au 31 mai 1984.

Projet de sables bitumineux d'Elk Point dans la foulée des projets de Cold Lake et de Wolf Lake (Alberta)

Le 27 février, une entente est conclue entre le gouvernement fédéral, l'Alberta et la Compagnie des pétroles Amoco Canada ltée au sujet des modalités de l'impôt et des redevances applicables au projet proposé de traitement des sables bitumineux à Elk Point, à 165 km à l'est d'Edmonton. Aux termes de l'entente, l'Alberta doit se contenter de redevances réduites jusqu'à ce que la société Amoco ait recouvré ses coûts en capital, tandis que le gouvernement fédéral doit fournir une déduction pour épuisement gagné et un allégement fiscal dans le cadre de l'impôt sur les revenus pétroliers (IRP) introduit dans le budget d'avril 1983. Le gouvernement fédéral doit aussi appliquer le prix de référence du nouveau pétrole, qui équivaut à peu près au cours mondial, au pétrole extrait à Elk Point. On s'attend à ce que ce projet, ainsi que ceux de Wolf Lake et de Cold Lake entrepris en 1983, aident à stimuler les activités de mise en valeur des ressources énergétiques de l'Alberta. Une fois que la première phase du projet d'Elk Point sera terminée, au coût estimatif de 50 M$, d'autres travaux pourront être envisagés. Si les résultats des évaluations techniques et économiques sont favorables, des dépenses de l'ordre de 1,8 G$ pourraient être engagées et plus de 1 000 puits pourraient être creusés, de sorte que la production culminera en 1995 à 4 200 m3

(26 000 barils) par jour. Rapport du groupe de travail sur l'industrie de la pétrochimie et réaction du gouvernement

Le 6 février, le groupe de travail sur l'industrie de la pétrochimie présente son rapport au gouvernement fédéral après sept mois d'analyse et d'évaluation sur l'avenir de l'industrie. L'intention de former ce groupe de travail avait été annoncée en mars 1983, au moment de l'offre de 50 M$ en prêts et en garanties de prêts par le gouvernement fédéral, le Québec et l'Ontario aux producteurs de matières pétrochimiques de l'Est (Petromont à Montréal et Petrosar à Sarnia). Le groupe de travail soutient que la politique de tarification de l'énergie a empêché les prix du pétrole et du gaz naturel canadiens de réagir à l'affaissement des cours mondiaux, de sorte que l'industrie a perdu sa compétitivité pendant la récession du début des années 1980. Parmi les 15 recommandations du groupe de travail figure une réduction de 15 % du prix du gaz naturel servant de matière première énergétique, ce qui se traduirait par une économie annuelle de quelque 150 M$ au profit de l'industrie. Cette recommandation est mal accueillie en Alberta. Le groupe de travail avait tenté de formuler des recommandations qui permettraient aux deux industries pétrochimiques, l'une axée sur le pétrole et l'autre sur le gaz naturel, de retourner à une situation de rentabilité et de reprendre leur expansion. Le gouvernement fédéral fait connaître sa réaction au rapport du groupe de travail en juin et approuve la conclusion selon laquelle la matière première énergétique, qui représente jusqu'à 70 % des coûts de production, doit être considérée comme facteur déterminant de la compétitivité de l'industrie. Il ressort également que toute nouvelle expansion de l'industrie dépendra du gaz naturel, en raison de l'abondance de cette source d'énergie au Canada. L'industrie pétrochimique de l'Est canadien se dit déçue de la réaction du gouvernement fédéral au rapport du groupe de travail. Certains demandaient une réduction de taxes pour les deux secteurs pétrochimiques (pétrole et gaz naturel). En outre, on fait porter le blâme de la fermeture proposée de l'usine de Petromont au gouvernement fédéral, qui a refusé de prendre position au sujet des tarifs incitatifs pour le pétrole et le gaz naturel, contrairement à la recommandation du groupe de travail. En septembre, le gouvernement fédéral et le Québec font une offre de 30 M$ à Petromont et à Union Carbide pour amortir les pertes d'exploitation annoncées pour les six mois à venir. Les deux gouvernements doivent financer ce programme à part égale. D'autres initiatives restent en suspens à la fin de l'année en attendant les résultats des discussions fédérales-provinciales au sujet de la tarification du pétrole et du gaz naturel.

Le Programme de démonstration de

En février, le Programme de démonstration de la maison à haut rendement énergétique est prolongé de sept ans et assorti d'un nouveau budget de 50 M$. Le gouvernement fédéral

1984-7 la maison à haut rendement énergétique est prolongé de 7 ans

estime que d'autres travaux s'imposent pour raffiner les techniques de construction économiques et éconergétiques représentées par la norme R-2000 et pour assurer le transfert de ces techniques à l'ensemble de l'industrie du bâtiment. En plus des 300 constructeurs ayant obtenu des subventions pour construire des maisons R-2000, 120 entrepreneurs ont reçu de la formation sur la conception, la construction et la mise en marché des maisons à haute efficacité énergétique. Les maisons R-2000 ont été conçues pour réduire les coûts de chauffage de 60 à 80 % et de réduire les coûts liés à la consommation d'eau chaude et au fonctionnement des appareils électroménagers dans une mesure allant jusqu'à 50 %.

Le Japon se retire du projet Dome dans la mer de Beaufort

Le 21 février, le gouvernement du Japon annonce qu'il retire officiellement son appui au projet de Dome Petroleum entrepris dans la mer de Beaufort car il doute de la possibilité de découvrir des gisements de pétrole commercialement viables. En réaction à ce retrait, Dome déclare que la société Arctic Petroleum Corporation of Japan (APC) avait consenti un prêt de 400 M$ en 1981 et que cette somme avait été entièrement dépensée avant 1983, conformément à l'entente conclue avec cette société. Le Japon ne financera aucun autre projet d'exploration dans la mer de Beaufort; dans le cas du projet Dome, les travaux étaient financés par le biais d'ententes contractuelles signées avec des tierces parties. Après l'annonce du retrait du Japon, plusieurs demandes sont formulées au Parlement pour que le gouvernement fédéral s'abstienne d'accorder des fonds dans le cadre du Programme d'encouragement du secteur pétrolier dans la région de la mer de Beaufort, jusqu'à ce qu'on vérifie les arguments du Japon selon lesquels il n'y aurait pas de pétrole dans cette région.

Contestation judiciaire à Medicine Hat concernant l'IPR et la TGNLGN

Le 16 février, la cour du banc de la Reine de l'Alberta rend une décision finale suite à la tentative de la ville de Medicine Hat (Alberta) d'obtenir un jugement déclaratif en soutenant que la taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (TGNLGN) ne peut lui être imposée en tant que distributeur de gaz naturel car cette taxe ne relève pas de la compétence du gouvernement fédéral dans ce cas précis. La cour conclut que la TGNLGN et l'impôt sur les revenus pétroliers (IRP) sont bel et bien du ressort du gouvernement fédéral en ce qui a trait à leur application à la ville de Medicine Hat. La cour conclut que les activités de production de gaz naturel et d'électricité de la ville de Medicine Hat entrent dans la catégorie des activités municipales que la ville mène par choix et non comme agent du gouvernement provincial, de sorte que la ville n'est pas exempte de l'impôt fédéral. La cour conclut encore que ces taxes ne nuisent pas à l'intégrité financière de la ville et que la législation fédérale n'entrave pas la capacité de l'Alberta de légiférer dans le domaine des institutions municipales.

Arrêt du projet de valorisation de Husky Oil

En février, des représentants de Husky Oil rencontrent des représentants du gouvernement fédéral et de l'Alberta pour discuter des modalités de l'impôt et des redevances applicables à l'usine de valorisation du pétrole lourd dans la région de Lloydminster. Les discussions se soldent par un échec. Au milieu de 1987, Husky Oil négociera encore pour obtenir l'aide du gouvernement dans son projet proposé de valorisation de 50 000 b/j.

Programme d'initiatives pétrolières et gazières dans le Nord (PIPGN)

Le 22 février, le ministre des Affaires indiennes et du Nord annonce le lancement d'un programme de planification et de recherche d'une durée de sept ans et d'une valeur de 130 M$. Ce programme constitue la pierre angulaire de la Stratégie de planification des hydrocarbures du Nord lancée par le gouvernement fédéral. Le Programme d'initiatives pétrolières et gazières dans le Nord (PIPGN) vise l'acquisition des connaissances requises pour donner suite aux diverses propositions concernant la mise en valeur des ressources pétrolières et gazières dans le Nord. Les activités proposées dans le cadre du PIPGN sont fondées sur la présomption que le pétrole sera acheminé soit dans des pipelines de petit diamètre en remontant la vallée du Mackenzie ou par navire-pétrolier via le passage du Nord-Ouest. Tous les ministères qui s'intéressent au Nord canadien participeraient au PIPGN. La gestion globale du programme relèverait du ministère des Affaires indiennes et du Nord.

Les lignes directrices des États-Unis concernant les importations de gaz défavorisent le gaz canadien

Le 16 février, les États-Unis annoncent une politique assortie de lignes directrices qui imposent trois principales conditions pour vérifier le respect du critère d'intérêt public prévu à l'article 3 de la loi américaine sur le gaz naturel. Ces conditions, qui s'appliquent aux projets d'importation de gaz naturel, sont la compétitivité des importations, le besoin de gaz naturel importé et l'assurance de régularité des importations. Les importateurs sont tenus de communiquer avec la Economic Regulatory Authority (ERA, agence américaine de réglementation économique) au plus tard le 16 avril pour vérifier que les modalités des contrats d'approvisionnement conclus avec des fournisseurs canadiens cadrent avec ces lignes

1984-8 directrices. La majorité des répondants affirment que leurs contrats ne respectent pas les nouvelles lignes directrices en ce qui a trait aux dispositions sur une tarification soumise aux conditions du marché. L'un des grands principes de la nouvelle politique américaine est que le prix et les autres clauses contractuelles applicables au gaz importé devraient être dictés par le marché et non par le gouvernement. Lorsqu'il commente cette politique lors d'un discours prononcé en mai à New York, le ministre canadien des Finances fait observer que le Canada applique déjà une tarification à long terme qui concilie les besoins des producteurs et des consommateurs. Il exprime néanmoins le souhait que l'administration américaine fasse preuve, à court terme, de souplesse dans la gestion de ses lignes directrices, comme le Canada l’a fait l’année précédente pour la tarification de ses exportations de gaz naturel. En mai et en juin, les importateurs américains continuent de signaler à l'ERA qu'il serait possible de faire en sorte que les contrats passés avec des fournisseurs canadiens réagissent plus rapidement à l'évolution du marché. Entre-temps, les exportateurs canadiens doivent composer avec les difficultés créées par les règles de la Federal Energy Regulatory Commission, qui nuisent à de nombreux contrats d'approvisionnement en gaz naturel.

Dome : difficultés de rééchelonnement de la dette

En février, Dome Petroleum poursuit des négociations avec ses bailleurs de fonds après s'être vu refuser un appui financier à la date butoir du 31 janvier suite à sa proposition de rééchelonnement de sa dette annoncée en décembre 1983. Dome demandait à ses créanciers de rééchelonner sa dette de 6,2 G$ sur une période de 10 à 12 ans. Durant l'année, au plus tard le 5 octobre, la compagnie doit avoir terminé son émission de titres, qui est déterminante pour le rééchelonnement de sa dette, mais l'affaissement des cours mondiaux du pétrole nuit à ces démarches, de sorte que ses bailleurs de fonds acceptent de reporter la date limite au 5 février 1985.

Relations canado-américaines dans une économie énergétique mondiale incertaine

Dans le contexte de rapports étroits mais parfois difficiles entre le Canada et les États-Unis dans le dossier de l'énergie, la situation énergétique mondiale et ses conséquences pour le Canada et son voisin du Sud sont abordées dans un document publié par le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources. Ce document doit être présenté le 21 février lors d'une téléconférence rassemblant des ingénieurs et économistes membres de la Tennessee Valley Authority. Trois recommandations sont formulées pour améliorer les approches adoptées par les deux pays dans leurs rapports bilatéraux au sujet de l'énergie et dans leur planification énergétique respective, compte tenu de la grande incertitude de ce volet économique à l'échelle internationale. Il est recommandé que le Canada et les États-Unis tentent de parvenir à un consensus au sujet des rôles appropriés du gouvernement et de l'industrie. Deuxièmement, on préconise que les deux pays misent davantage sur les institutions existantes pour étudier les possibilités liées au commerce énergétique bilatéral. Troisièmement, les deux pays devraient élargir leur quête de buts communs au-delà de l'Amérique du Nord, en faisant appel aux organismes internationaux qui se consacrent à la question de l'énergie dans les pays en développement. En particulier, ils disposent des ressources financières et techniques pour aider les pays en développement et favoriser du même coup la diversification des approvisionnements énergétiques.

Subventions PITRC : 810 M$ pour 1977-1984; admissibilité accrue

Le 1er mars, plus de 1,3 million de maisons supplémentaires deviennent admissibles aux subventions accordées dans le cadre du Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes (PITRC), du fait que la date d'admissibilité a été reportée au 1er septembre 1977. Toutes les maisons construites avant cette date deviennent admissibles. L’ancienne date d'admissibilité était le 1er janvier 1971. Des subventions imposables pouvant atteindre jusqu'à 500 $ permettent de couvrir 60 % des frais de matériel et de main d'oeuvre liés à des améliorations apportées par tout entrepreneur dont le nom figure sur la liste de l'Office des normes générales du Canada. Le programme lancé en 1977 vise à réduire de 30 % les besoins en chauffage de 70 % des maisons construites avant 1977. De 1977 à février 1984, le gouvernement fédéral a accordé 2,1 millions de subventions, pour un total de 810 M$.

Fin des audiences sur l'Ocean Ranger

Après 18 mois d'activité et le recueil de 14 000 pages de témoignages obtenus auprès de 104 personnes, les audiences publiques au sujet de l'Ocean Ranger s'achèvent en mars. La plate-forme de forage en mer Ocean Ranger avait sombré pendant une tempête au large de Terre-Neuve le 15 février 1982, emportant 84 personnes. Le rapport de la Commission royale sur le désastre maritime sera présenté plus tard dans l'année, en août.

Raffinerie de En mars, Petro-Canada décide que, à moins qu'un acheteur ne se manifeste avant la fin de

1984-9 Come-By-Chance

l'année, elle démantèlera la raffinerie de pétrole hors service de Come-by-Chance (Terre-Neuve). Cette raffinerie avait fait faillite en mars 1976 après avoir tourné pendant 28 mois seulement. Petro-Canada l'avait acheté des syndics en 1981. La capacité de raffinage excédentaire dans le monde entier ainsi que l'impossibilité pour la raffinerie de traiter les bruts moyens et légers semblent compromettre la viabilité de cette usine à moyen terme. La construction de la raffinerie au début des années 1970 avait coûté 250 M$. Au milieu de 1987, un nouveau propriétaire, Newfoundland Energy Ltd, s’apprêtera à remettre en marche la raffinerie.

Ressources d'uranium au Canada

En mars, EMR publie son rapport intitulé L'uranium au Canada : évaluation en 1982 de l'offre et des besoins. On y apprend que les ressources en uranium restent essentiellement inchangées par rapport aux estimations de 1980. Les ressources des catégories certaines, indiquées et présumées représentent au total 573 000 t d'uranium. Le marché intérieur aurait besoin de seulement 10 % de ces ressources au cours des 30 années à venir pour fournir plus de 15 000 MW dans les centrales nucléaires en service et dans celles qui devraient être construites au plus tard en 1993. Les producteurs canadiens ont expédié 7 643 t d'uranium en 1982, pour une valeur de 838 M$. Au 1er janvier 1983, les livraisons en souffrance d'uranium à l'exportation représentent 60 000 t, soit près de 10 % des ressources connues d'uranium au Canada. Le rapport de 1982 est le huitième d'une série publiée régulièrement depuis la création en 1974 du Groupe d'évaluation des ressources en uranium (GERU) à EMR. Les sept premiers rapports (de 1974 à 1980) ont été publiés annuellement. Ce huitième rapport marque le début d'une nouvelle formule de publication bisannuelle.

Bureaux canadiens des économies d'énergie et des énergies renouvelables ouverts depuis trois ans

En mars, les 12 bureaux des économies d'énergie et des énergies renouvelables (BEEER) répartis à travers le Canada achèvent leur troisième année de fonctionnement. Au cours de cette période, ces bureaux ont élargi leurs activités à l'appui de la mise en œuvre des programmes d'EMR axés sur les économies d'énergie et les énergies renouvelables. Les deux divisions opérationnelles du personnel de ces bureaux sont la section du service au public et la section de la gestion des projets énergétiques. En outre, on vient de créer un système d'information qui permet aux bureaux de produire des rapports d'étape à l'intention des responsables des programmes à Ottawa et de mieux contrôler les résultats des divers programmes consacrés aux économies d'énergie et aux énergies renouvelables qu'ils aident à mettre en œuvre et à surveiller dans les provinces et les territoires.

Programme des postes de ravitaillement en gaz naturel

En mars, le gouvernement fédéral annonce le versement des premières subventions au secteur privé dans le cadre d'un programme visant à favoriser la mise sur pied d'un réseau de distribution du gaz naturel pour les véhicules automobiles. Au total, 29 entreprises de tout le Canada reçoivent de l'aide financière dans le cadre du Programme de contributions pour les postes de ravitaillement en gaz naturel. Des subventions pouvant aller jusqu'à 40 000 $ sont accordées pour financer le coût en capital d'aménagement d'un poste de ravitaillement. Au début de 1984, plus de 1 000 véhicules au Canada sont propulsés au gaz naturel, la plupart dans des parcs de l'industrie de services et des entreprises de taxi.

Décision de la Cour suprême du Canada au sujet des compétences extracôtières de Terre-Neuve

Le 8 mars, la Cour suprême du Canada rend une décision au sujet du renvoi fédéral du 19 mai 1982 concernant la propriété des ressources du gisement de pétrole Hibernia et la délimitation des compétences à cet égard. La Cour juge unanimement que c'est le Canada, et non Terre-Neuve, qui a le droit d'explorer et d'exploiter les ressources minérales et naturelles de cette région et qui détient la compétence requise pour légiférer en la matière. Suite à cette décision, plusieurs au Parlement réclament l'élimination des obstacles politiques à une entente sur les questions extracôtières et demandent que le gouvernement fédéral reprenne sans tarder les négociations avec Terre-Neuve. En avril, le premier ministre de cette province entreprend une tournée du pays pour solliciter l'appui du public à l'égard d'une revendication « morale » des compétences extracôtières. Dans une déclaration prononcée à St. John's le 5 avril, le ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources présente les détails de l'offre fédérale et soutient que cette offre garantira que les ressources rapporteront au gouvernement provincial, à long terme, des recettes supérieures à celles qu'il aurait touchées si ces ressources avaient été situées sur la terre ferme. En ce qui concerne la gestion des ressources, l'offre comprend la création d'un conseil mixte sur les zones extracôtières, le ministre fédéral ayant le pouvoir de résoudre les différends qui pourraient survenir. Dans ses déclarations faites en avril et en mai, le premier ministre de Terre-Neuve soutient que, si elle ne possède pas les ressources

1984-10 pétrolières d'Hibernia, sa province ne pourra en bénéficier financièrement à long terme. Il demande qu'une modification constitutionnelle soit adoptée pour transférer le contrôle des zones extracôtières aux provinces voisines. La question ne sera réglée qu'après l'arrivée au pouvoir du nouveau gouvernement fédéral en septembre.

Méthode adoptée par l'ONE pour la réglementation des droits et des tarifs pipeliniers

En mars, dans le cadre d'une série de bulletins d'information sur ses activités et procédures, l'Office national de l'énergie publie un bulletin intitulé « Méthode d'analyse de l'Office quant à la réglementation des droits et des tarifs en vertu de la partie IV de la Loi ». Ce bulletin décrit l'approche utilisée par l'Office pour réglementer les droits et les tarifs demandés par les entreprises pipelinières pour le transport interprovincial et international du pétrole et du gaz naturel. En vertu de la partie IV de la Loi sur l'Office national de l'énergie, l'Office est chargé de veiller à ce que les sociétés pipelinières relevant de sa compétence se montrent justes et raisonnables, et qu'elles ne pratiquent pas de discrimination injuste dans les droits qu'elles imposent et les services qu'elles fournissent.

Pas de décision quant à un second réacteur nucléaire à Point Lepreau

On envisage depuis un certain temps d'installer un second réacteur nucléaire à la centrale de Point Lepreau, au Nouveau-Brunswick. Or, en mars, la compagnie Maritime Nuclear, établie par la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick et Énergie atomique du Canada limitée pour étudier la viabilité de ce projet, conclut qu'il reste plusieurs difficultés à régler avant la prise d'une décision à ce sujet. Ces difficultés gravitent notamment autour des négociations liées aux contrats de vente de puissance, au financement du projet et aux arrangements pour assurer de la stabilité de la main-d’œuvre.

Programme d'incitation à l'expansion des marchés du gaz (PIEMG) avril 1982 à mars 1984 pour le PERD, le PACI, le PACG et le GNC

Par suite de l'accord conclu le 1er septembre 1981 entre le gouvernement du Canada et l'Alberta en ce qui a trait à la tarification et à la taxation du pétrole, et par suite de l'accord subséquent du 25 novembre 1981 au sujet de l'établissement des prix du gaz et de paiements d'incitation à l'expansion des marchés, l'Alberta entreprend en mars de verser des paiements d'incitation à l'expansion des marchés du gaz (PIEMG) au gouvernement fédéral afin d'encourager l'essor des marchés du gaz naturel dans les provinces situées à l'est de cette province. La durée du programme s'étend de novembre 1981 à janvier 1987. Quatre programmes fédéraux sont financés en partie grâce aux recettes du PIEMG : le Programme d'expansion du réseau de distribution (PERD), le Programme d'aide à la conversion industrielle (PACI), le Programme d'aide à la commercialisation du gaz (PACG) et les programmes de ravitaillement en gaz naturel comprimé (GNC) et de conversion des véhicules. La valeur des paiements d'incitation de l'Alberta représente le prix à la frontière de la province multiplié par le volume de « nouveau gaz » acheté pour les marchés intérieurs situés à l'est de l'Alberta, c'est-à-dire le gaz vendu en sus du volume de base déterminé pour une période donnée. Du 1er novembre 1981 au 31 octobre 1983, les recettes encaissées au titre du PIEMG ont représenté 31,7 M$. La somme de 14 M$ s'est ajoutée à ces recettes jusqu'au 31 mars 1984. Les dépenses engagées au titre de ces programmes (PERD, PACI, PACG et GNC) représentent 33,8 M$ pour l'exercice financier 1982-1983 et 82,1 M$ pour l'exercice 1983-1984. Le gouvernement fédéral prend en charge le déficit de 5,3 M$ en 1982-1983 et de 70,1 M$ en 1983-1984.

Prélèvement spécial de canadianisation - Compte de canadianisation

Au 31 mars 1984, la somme totale des fonds prélevés sur le Compte de canadianisation s'élève à 1,65 G$. Le seul investissement financé à partir de ce compte est l'achat de Petrofina Canada Inc. par Petro-Canada. Le retrait de 1,65 G$ représentait les coûts d'acquisition de 95 % des actions et les coûts de financement provisoire. Les fonds requis pour acheter les actions restantes de Petrofina, soit 5 %, sont fournis par Petro-Canada. Un compte distinct avait été ouvert dans les Comptes publics du Canada, en vertu du crédit 5C du ministère de l'Énergie, des Mines et des ressources (Loi de crédits n° 4, 1980-1981), au moment de l'entrée en vigueur du Prélèvement spécial de canadianisation (PSC) dans le cadre du Programme énergétique national en octobre 1981. Le PSC visait le financement des investissements ou des achats de propriété nécessaires pour accroître la participation publique canadienne dans l'industrie du pétrole et du gaz. La méthode de gestion de ce compte est clarifiée en juin 1982 par l'article 65-61 de la Loi modifiant la Loi sur l'administration du pétrole, L.C. 1980-81-82 C-114. Le PSC, qui est rétroactif au 1er mai 1981, est fixé à 7,25 $/m3 (0,8 cent le litre) et s'applique à tout le pétrole transformé ou consommé sur le marché intérieur (y compris le pétrole et les produits pétroliers importés). Il est fixé à 0,14 ¢/GJ pour le gaz acheminé par pipeline, à 2 $/m3 pour l'éthane, à 3,55 $/m3 pour le propane et à 3,95 $ pour le butane. Les

1984-11 droits prélevés jusqu'au 31 mars 1984 s'élèvent à 2,48 G$ (786,5 M$ en 1981-1982, 889,1 M$ en 1982-1983 et 804,5 M$ en 1983-1984).

Le Programme des véhicules au propane est élargi à tous les véhicules au propane

À compter du 1er avril, une aide du gouvernement fédéral est accordée sous forme de subventions imposables pouvant atteindre 400 $ aux propriétaires de véhicules privés non destinés à un usage commercial qui souhaitent convertir leur système de carburation au propane. Le Programme des véhicules au propane, dont la mise en œuvre remonte à juin 1981, était jusqu'ici limité aux véhicules d'usage commercial et agricole. Le programme révisé couvre également les systèmes de carburation mixtes au propane et à l'essence. On compte près de 60 000 véhicules propulsés au propane et plus de 5 000 stations de ravitaillement au propane au Canada. L'objectif est de parvenir à 100 000 véhicules à la fin de 1985. Le coût de la conversion au propane commence à environ 1 200 $ par véhicule. Le propane, qui coûte à peine plus que la moitié du prix de l'essence, permet d'économiser 950 $/an en supposant une consommation de 5 000 litres de carburant. Près de 10 000 des 21 000 m3de propane produits chaque jour au Canada en 1984 sont consommés sur le marché intérieur, principalement comme matière première énergétique dans l'industrie pétrochimique et pour le chauffage résidentiel. Le reste est exporté. Les approvisionnements potentiels pourraient combler jusqu'à 10 % des besoins en essence pour le transport au pays.

Modification de l'entente Canada-C.-B. de septembre 1981 sur la tarification

En avril, le gouvernement du Canada et celui de la Colombie-Britannique achèvent les négociations menant à la modification de l'entente du 24 septembre 1981 sur la tarification du pétrole jusqu'en 1986. Les modifications portent sur la période du 1er juillet 1983 au 31 décembre 1984. Le pétrole extrait des puits intercalaires et la production qui faisait anciennement l'objet du prix spécial de l'ancien pétrole (PSAP) sont tarifés selon le prix de référence du nouveau pétrole (PRNP), qui correspond plus ou moins au cours mondial. Les parties s'entendent également sur une méthode révisée pour le calcul des différentiels dans le PRNP dus à la qualité, afin d'assurer que le prix du pétrole d'une qualité donnée ne dépasse pas le prix à Montréal du pétrole importé de qualité identique. Les modifications touchant la Colombie-Britannique ressemblent à celles contenues dans les ententes signées pour l'Alberta en juin 1983 et pour la Saskatchewan en octobre de la même année.

Programme canadien à l'appui des garanties prolongé jusqu'en 1989

En avril, la Commission de contrôle de l'énergie atomique (CCÉA) et Énergie atomique du Canada limitée (EACL) annoncent que le Programme canadien à l'appui des garanties sera maintenu jusqu'en 1989 et sera assorti d'un financement fédéral total de 15,5 M$. Le gouvernement canadien a soutenu avec constance et vigueur le système des garanties de l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA) depuis la création de cet organisme en 1957. Le système des garanties avait été conçu pour assurer qu'aucune matière nucléaire ne serve à soutenir une quelconque cause militaire.

Mesures d'incitation pour l'utilisation du gaz naturel à des fins industrielles

En avril, le gouvernement du Canada et l'Alberta s'entendent sur un plan d'incitation destiné à maintenir et à accroître les ventes de gaz naturel dans les marchés industriels intérieurs. Le plan de trois ans, qui entre en vigueur le 1er mai 1984, comprend deux volets : une campagne de fidélisation pour préserver les marchés industriels établis et une campagne de promotion visant à favoriser une plus grande utilisation du gaz naturel. Un rabais de 0,35 $/Gj est accordé sur tous les achats de gaz naturel effectués par des acheteurs admissibles, dès lors que ces achats dépassent 75 % de la quantité de base allouée pour une année donnée. Cette quantité de base correspond au moindre des montants suivants : la moyenne des achats de gaz naturel effectués en 1982 et 1983 ou 100 000 Gj par année. Les deux gouvernements, ainsi que les producteurs, doivent se partager le coût de cette mesure. En outre, le gouvernement fédéral convient de renoncer aux recettes tirées du Programme d'incitation à l'expansion des marchés du gaz (PIEMG) selon une entente conclue annuellement (voir les événements de mars 1984 en rapport avec le PIEMG).

Rapport annuel de Petro-Canada pour 1983

En avril, Petro-Canada publie son rapport annuel pour l'année 1983. Ce rapport fait état d'un produit d'exploitation de 676 M$, soit une hausse de 35 % par rapport à 1982. Après déduction des dividendes sur actions privilégiées, les fonds disponibles pour le réinvestissement et la réduction de la dette ont grimpé de 55 % pour atteindre 590 M$. L'amélioration des résultats est surtout attribuable à l'accroissement de la production de pétrole classique et synthétique, qui compense amplement la chute des ventes de gaz naturel et le recul des marges bénéficiaires tirées du raffinage et de la commercialisation.

Rapport annuel de En avril, l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC) publie son

1984-12 l'APGTC pour 1983

rapport annuel pour l'année 1983. On lit dans ce rapport que les dépenses extracôtières engagées par l'industrie pétrolière dans l'Arctique ont grimpé de 45 % pour atteindre 1,75 G$ en 1983, comparativement à 1,2 milliard en 1982. Dans le courant de 1983, l'APGTC a signé 73 ententes supplémentaires avec des sociétés pétrolières pour des périodes variant entre 3 et 5 ans. Ces ententes prévoyaient le forage de quelque 88 puits, pour un coût de 4,7 milliards. En 1983, l'APGTC a autorisé le forage de 101 nouveaux puits -- 21dans les zones extracôtières de l'Atlantique, 14 dans la mer de Beaufort et le delta du Mackenzie, 62 dans les territoires du Nord et 4 dans l'archipel arctique. Sur la côte Est, 17 équipes de forage ont complété 20 puits, comparativement à 11 puits aménagés par 13 équipes de forage en 1982.

Programmes axés sur les économies d'énergie et le remplacement du pétrole pour 1984-1985

Au début de l'exercice financier 1984-1985, le 1er avril, on dénombre 26 programmes fédéraux axés sur les économies d'énergie et le remplacement du pétrole. Certains remontent aux années 1970, mais la plupart ont été mis en œuvre dans le cadre du Programme énergétique national, en octobre 1980. Ces programmes représentent globalement des affectations budgétaires de 570 374 000 $, dont 210 M$ pour le Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes et 140,4 M$ pour le Programme canadien de remplacement du pétrole. Ces deux programmes, qui accaparent 60 % du budget total, sont répartis en huit sous-groupes, comme suit : électricité, charbon, énergies renouvelables, transport, usage industriel, usage résidentiel, gestion énergétique fédérale et expansion de la technologie énergétique. Cela ne comprend pas le plus important volet du PEN, soit le Programme d'encouragement du secteur pétrolier, ni les fonds réservés aux usines de valorisation du pétrole lourd, à certains grands programmes de transport, à d'autres programmes de R-D et à Petro-Canada. Pour la période de quatre ans allant de 1981-1982 à 1984-1985, le budget total du PEN, tel qu'annoncé dans la mise à jour de mai 1982, représente 9,1 G$. Plus tard dans l’année, le 8 novembre, le nouveau gouvernement fédéral annoncera dans sa déclaration économique et fiscale plusieurs rajustements de programmes et réductions qui donneront lieu à des économies de 613,4 M$ dans le seul budget d'EMR pour l'exercice financier 1985-1986.

Fermeture prévue du réacteur de Douglas Point

En avril, Énergie atomique du Canada limitée (EACL) annonce que la centrale nucléaire de Douglas Point, qui est entrée en service en 1966, sera fermée faute de rentabilité. Cette centrale appartient à EACL et est exploitée par Ontario Hydro. EACL rapporte que la centrale a perdu 1,1 M$ en 1983. Elle sera déclassée en 1985. Il s'agissait de la première centrale nucléaire construite au pays; sa capacité de production représentait 200 MW.

Présentation du mémoire de l'Association canadienne des producteurs pétroliers au Comité sénatorial de l'énergie

En avril, l'Association canadienne des producteurs pétroliers du Canada présente un mémoire au Comité sénatorial permanent de l'énergie. L'Association soutient que le gouvernement fédéral et les provinces pourraient, sans compromettre leurs revenus, aider à stimuler la reprise économique nationale en permettant l'application des cours mondiaux du pétrole et du gaz naturel, moyennant un nouvelle taxe et des concessions au chapitre des redevances. L'Association estime que ces mesures donneraient lieu à une telle reprise des activités de forage et à une telle hausse des recettes globales pour l'industrie que les deux ordres de gouvernement pourraient maintenir le niveau de leurs recettes malgré la réduction du produit des taxes et des redevances. On rapportera plus tard que les arguments de l'Association ne convainquent pas le Comité sénatorial. Dans sa présentation faite en juin, l'Association canadienne des producteurs pétroliers demande également une réduction des taxes et des redevances sur le pétrole, mais une plus grande souplesse dans les tarifs du gaz naturel, afin de stimuler la vente des stocks excédentaires, qui pèsent sur le marché des États-Unis.

Accord Canada-URSS sur la coopération scientifique dans l'Arctique

Le 15 avril, le Canada et l'URSS signent un protocole d'entente visant des travaux scientifiques conjoints dans les régions arctiques des deux pays. Le Canada a pour objectif de négocier un modeste programme de collaboration axé sur quatre thèmes : les sciences de la Terre et le pétrole de l'Arctique, l'environnement des régions nordiques et arctiques, les projets de construction dans le Nord ainsi que l'ethnographie et l'éducation. Cinq projets figurent au programme du volet géoscientifique approuvé en avril : la cartographie géologique régionale des terres de l'Arctique, la compilation d'une carte tectonique du sous-bassin amérasien de l'océan Arctique et des bancs adjacents, des études géologiques pratiques sur les structures des plates-formes (ère précambrienne) et les zones de plissement sédimentaires de l'Arctique, la compilation de cartes de corrélation stratigraphique pour les dépôts cambriens et phanérozoïques et, enfin, des études biologiques et géophysique des hydrates de gaz naturel et de leurs propriétés physiques. L'accord est signé sous les auspices de l'Accord général sur les

1984-13 échanges signé en 1971 par le Canada et l'URSS. La Commission géologique du Canada (CGC) coordonne la participation du Canada au Thème I (sciences de la Terre et hydrocarbures de l'Arctique) du nouvel accord.

Décision de la Cours suprême sur le différend entre le Québec et Terre-Neuve au sujet de l'énergie hydroélectrique

Le 4 mai, la Cour suprême du Canada statue qu'il est inconstitutionnel de la part de Terre-Neuve de tenter d'annuler un contrat à long terme d'approvisionnement en énergie hydroélectrique du Labrador (projet du haut Churchill) au Québec. Dans une décision unanime de 8 votes contre aucune, la Cour annule une loi provinciale promulguée en 1980 par Terre-Neuve au moyen de laquelle le gouvernement de cette province avait tenté de rapatrier tous ses droits sur l'énergie hydraulique du haut Churchill. La Cour conclut que la loi provinciale sur la rétrocession des droits relatifs à l'eau (Water Rights Reversion Act) est ultra vires et constitue une tentative déguisée pour intervenir dans un champ de compétence extraprovincial. La Cour conclut encore que, bien que la loi passée en 1980 semble traiter uniquement de questions de propriété et de droits civils limités à Terre-Neuve, un examen minutieux du texte législatif permet de connaître sa véritable intention. Suite à la décision de la Cour suprême, le premier ministre de Terre-Neuve demande au premier ministre du Canada d'intervenir dans le différend qui l'oppose au Québec au sujet du contrat d'approvisionnement hydroélectrique à long terme signé en 1969. Le premier ministre offre son appui en vue d'une déclaration parlementaire selon laquelle la mise en valeur de l'énergie est considérée comme « des travaux pour l'avantage général du Canada », dans la mesure où les pouvoirs provinciaux de gestion des ressources soient garantis. Le gouvernement fédéral se voit également demander d'envisager de modifier la Loi sur l'Office national de l'énergie afin que le principe du transporteur public s'applique également aux lignes de transport d'énergie.

La mer de Beaufort continue de receler des promesses

En mai, le président de la Compagnie pétrolière impériale ltée déclare que, malgré la désillusion grandissante dans les milieux financiers à l'égard des travaux d'exploration en mer de Beaufort, sa société a déjà découvert près des deux tiers des ressources en pétrole requises pour entreprendre des activités de mise en valeur. En octobre de la même année, il fera mention de la découverte prometteuse d'Amauligak dans la mer de Beaufort, et fera remarquer que le pétrole de cette région pourrait être acheminé par pipeline le long de la vallée du Mackenzie jusqu'à Norman Wells, sur une distance de près de 400 kilomètres. La construction d'un pipeline reliant le gisement pétrolier de Norman Wells à la région nord de l'Alberta est achevée en 1984. D'autres compagnies actives dans la mer de Beaufort et le delta du MacKenzie demeurent également optimistes au sujet du potentiel de production de la région, malgré la crainte des milieux financiers suscitée par les coûts élevés.

Le conflit du golfe Persique continue de perturber le transport pétrolier

En mai, l'acheminement de pétrole dans le golfe Persique demeure perturbé. En l'espace d'une semaine, six pétroliers sont coulés dans le cadre du conflit entre l'Iran et l'Irak. Toutefois, l'Agence internationale de l'énergie (AIE) rapporte que les attaques sur les cargaisons transitant par le golfe Persique n'ont pas eu d'effet important à ce jour sur l'offre mondiale de pétrole et que les tendances de prix reflètent une perception générale selon laquelle les stocks sont plus que suffisants pour répondre à la demande à court terme. Néanmoins, les industries du monde entier qui dépendent du pétrole et de son acheminement s'inquiètent de plus en plus et craignent pour leurs activités dans cette région du monde.

Exportations d'électricité d'Hydro-Québec

En mai, l'Office national de l'énergie rejette une requête de Terre-Neuve visant l'ajournement des audiences sur la demande d'exportation d'électricité présentée par Hydro-Québec. Cette demande vise l'acheminement potentiel de 24 milliards de kWh au service public d'électricité de l'État de New York. L'Office avait approuvé cette demande en mars. Au sujet de cette demande d'exportation et de toute autre demande du même type présentée en 1984, Terre-Neuve est d'avis qu'elle devrait avoir le droit d'acheter l'excédent d'électricité du Québec avant qu'elle ne soit exportée. Terre-Neuve demande aussi à la Cour fédérale de l'autoriser à interjeter appel de la décision rendue en mars 1984 par l'ONE concernant l'approbation de l'exportation d'électricité à l'État de New York. Plus tard, en septembre, l'ONE approuvera l'exportation de sept milliards de kWh par année en Nouvelle Angleterre, d'énergie interruptible de 1986 et 1995, et de quatre milliards de kWh par année de 1995 à 2002. Cependant, en réponse aux craintes de Terre-Neuve, l'ONE réduit de 50 % la durée d'une des licences et rejette une demande visant la construction d'une ligne à haute tension de 120 kW qui servirait à exporter 150 MW d'énergie garantie au Vermont. Terre-Neuve sert un avis d'opposition à ce projet d'exportation d'une durée de 10 ans et signale son intention de faire

1984-14 obstacle à toutes les propositions d'exportation d'énergie du Québec jusqu'à ce que cette province accepte d'examiner les moyens de combler les besoins en hydroélectricité de Terre-Neuve et du Labrador.

Décision de la Cour suprême concernant la compétence sur les eaux intérieures de la C.-B.

Le 17 mai, la Cour suprême du Canada fixe les limites des droits du gouvernement fédéral au large des côtes et reconnaît à la Colombie-Britannique des droits sur les eaux intérieures entre le continent et l'île de Vancouver. La Cour avait confirmé en 1967 la compétence du gouvernement fédéral sur les eaux situées au large des côtes de la Colombie-Britannique, mais cette décision antérieure avait laissé en suspens la question des eaux maritimes intérieures. La décision rendue le 17 mai confirme une autre décision rendue en 1976 par la Cour d'appel provinciale. Bien que la Cour suprême ait déclaré que les eaux intérieures ont été transmises au gouvernement fédéral au moment de l'entrée de la Colombie-Britannique dans la Confédération, car elles faisaient partie du territoire de cette province, elle a fait remarquer que le gouvernement britannique avait attribué ces eaux à la colonie de l'île de Vancouver et de la Colombie-Britannique en promulguant la Loi impériale en 1866. Dans ce jugement antérieur, on lit ce qui suit : « En 1866, les eaux et les fonds marins situés entre l'île de Vancouver et le continent font partie de la colonie unie de ... [Traduction] ».

Approbation de principe des grands projets énergétiques : opposition de l'ONE

Comparaissant devant le Comité sénatorial permanent de l'énergie, le président de l'Office national de l'énergie déclare que l'ONE s'oppose à toute approche privilégiant l'approbation de principe des grands projets de production d'énergie. Les approbations préliminaires exposent les promoteurs de projet à des risques, car les conditions imposées pour la suite des projets pourraient ne pas être acceptables du point de vue des promoteurs. En outre, lors des audiences portant sur les phases ultérieures d'un projet donné, il incomberait aux intervenants de prouver non seulement pourquoi le projet ne devrait pas aller de l'avant, mais pourquoi il devrait être arrêté.

Expansion de la zone d'extraction de charbon au Cap-Breton

En mai, le gouvernement fédéral confirme son engagement vis-à-vis de l'industrie du charbon de la Nouvelle-Écosse en annonçant qu'il investira plus de 300 M$ dans le développement de l'extraction minière. Une somme de 237 M$ sera offerte par l'entremise de la Société de développement du Cap-Breton pour le démarrage immédiat de la mine de charbon Lingan-Phelan et l'expansion de l'installation de préparation du charbon de Victoria Junction. Une somme supplémentaire de 24 M$ est affectée à l'achèvement de la construction d'un tunnel d'exploration dans la réserve de charbon Donkin-Morien, tandis que 64 M$ sont réservés à la construction d'un lavoir et d'un quai de chargement ferroviaire à la mine Prince, dans le district houiller de Sidney.

Achèvement de la phase I du projet de la baie James; excédents d'énergie prévus pour les années 1990

Le 27 mai, le premier ministre du Québec inaugure officiellement la centrale LG-4; la première turbine commence à produire de l'électricité aux installations de la baie James. Cette cérémonie marque l'achèvement de la dernière centrale prévue dans la phase I du complexe La Grande. Une fois la centrale LG-4 achevée, au milieu de 1985, la capacité totale des trois centrales de la phase I représentera 10 269 MW (LG-2 : 5 328 MW, LG-3 : 2 304 MW et LG-4 : 2 637 MW) la capacité annuelle de production d'énergie atteindra 62,2 TWh (62,2 milliards de kWh). La phase I représente le deuxième projet hydroélectrique en importance dans le monde, après le projet Itaipu, au Brésil. La centrale LG-2 est la plus grande au Canada, suivie de la centrale de Churchill Falls (capacité : 5 224 MW). En 1984, les coûts liés à la phase I sont évalués à 14,6 G$. Les estimations préliminaires, formulées en 1972, année de sélection du site de La Grande, s'élevaient à 5,8 G$. Ces estimations sont régulièrement révisées à la hausse à mesure de l'évolution du projet. En 1978, le site LG-1 est éliminé de la phase I, et des turbines sont ajoutées aux centrales LG-3 et LG-4. En 1971, année de l'annonce du projet, on prévoyait un taux de croissance à long terme des besoins en électricité de l'ordre de 7,4 % par année. Suite à des révisions à la baisse, on évalue les besoins à long terme en 1983 à 3,2 % par année, ce qui donne un excédent estimatif de quelque 7 600 MW et 45-50 TWh par année une fois la centrale LG-4 achevée, en 1985. En 1984, l'excédent projeté pour 1990 s'élève à 30-32 TWh, ce qui laisse penser que la production de la phase II ne sera pas nécessaire avant la fin des années 1990.

Propositions de l'Institut C.D. Howe pour le remplacement des

Dans une présentation faite en mai devant le Comité sénatorial permanent de l'énergie, l'Institut C.D. Howe argue qu'une politique énergétique davantage axée sur le marché que le PEN servirait mieux les intérêts économiques et énergétiques du pays. Une telle politique comporterait plusieurs volets, dont les suivants : un prix unique pour le pétrole extrait au

1984-15 mesures de tarification et des mesures fiscales du PEN

Canada, établi d'après le cours international du pétrole; la déréglementation graduelle du prix du gaz naturel; un régime d'imposition fédéral-provincial assorti de taux de taxation progressifs pour le pétrole et le gaz naturel de sources différentes; un mécanisme permettant de composer avec les futurs soubresauts dans l'offre et les prix de l'énergie; et, enfin, des pratiques qui misent davantage sur les prix du marché, plutôt que sur les subventions différentielles du gouvernement, pour stimuler l'exploration et la mise en valeur. Après le changement de gouvernement en septembre, plusieurs de ces propositions seront mises en œuvre.

Approbation de la législation Canada-N.-É. sur les hydrocarbures extracôtiers

Le 31 mai, le gouvernement dépose un projet de loi visant à enchâsser dans la loi les principaux éléments de l'Accord Canada-Nouvelle-Écosse du 2 mars 1982 sur les hydrocarbures extracôtiers. Une loi parallèle est présentée à l'assemblée législative de la Nouvelle-Écosse. Les grandes lignes de cette législation comprennent l'établissement d'un office fédéral-provincial permanent, des dispositions visant à ce que cette province puisse percevoir toutes les recettes de l'exploitation extracôtière, sauf celles liées à l'impôt fédéral sur les revenus des sociétés, jusqu'à ce que sa capacité fiscale par habitant atteigne 110 % de la moyenne nationale, 50 % de toute part de la couronne dans les gisements de gaz naturel, un fonds de développement de 200 M$ pour les infrastructures et, enfin, des paiements de protection et de péréquation pour une période allant jusqu'à 10 ans. Les deux gouvernements s'entendent sur la délégation d'une série de pouvoirs à la Commission du pétrole et du gaz naturel, laquelle sera chargée de gérer les activités relatives à l'industrie pétrolière dans les zones extracôtières de la Nouvelle-Écosse. Les mesures prévoient que le gouvernement provincial aura le dernier mot sur la gestion de la baie de Fundy, l'île de Sable et une bande autour de l'île, tandis que le gouvernement fédéral détiendra les mêmes pouvoirs pour les autres zones extracôtières. Le projet de loi C-43 visant la mise en œuvre de l'Accord Canada-Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers reçoit la sanction royale le 29 juin 1984 et entre en vigueur le 29 juillet de la même année. Au moment de la proclamation de la loi, plusieurs sociétés sont déjà engagées à dépenser près de 2,4 G$ pendant la période couverte par les 33 nouvelles ententes d'exploration.

Proposition de valorisation présentée par Husky Oil Ltd. est appuyée par l'Alberta, la Saskatchewan et le gouvernement fédéral

En juin, le gouvernement fédéral, l'Alberta et la Saskatchewan ainsi que Husky Oil Operations Ltd, annoncent un accord fédéral-provincial visant la construction d'une installation de valorisation du pétrole lourd et un projet de mise en valeur des gisements au profit de ces deux provinces, pour une valeur de 3,2 G$. L'installation de valorisation, qui doit être construite près de Lloydminster, à cheval sur la frontière entre la Saskatchewan et l'Alberta, servira à convertir le pétrole lourd et le bitume brut en pétrole brut synthétique qui sera raffiné au Canada. L'usine, qui doit être terminée en 1989 au coût estimatif de 2,3 G$, y compris les frais de mise en valeur des ressources pétrolières, aura une capacité de production de 8,571 m3/j (54 000 b/j). Le gouvernement fédéral accepte de fournir des garanties de prêt de 780 M$, et chacune des provinces garantit 390 M$, pour un total de 1,56 G$. En outre, le gouvernement fédéral offre une subvention de 50 M$ pour aider à couvrir les frais de démarrage, le prix de référence du nouveau pétrole (PRNP) et une réduction de l'impôt sur les revenus pétroliers (IRP). Les provinces offrent d'importants avantages liés aux redevances afin d'encourager la réalisation du projet. En septembre, Husky présente, de concert avec la Saskatchewan, les documents requis pour entamer une évaluation environnementale du projet de l'usine de valorisation.

Processus d'évaluation et d'examen en matière d'environnement (PEEE)

Le Processus d'évaluation et d'examen en matière d'environnement (PEEE) a été établi à la suite d'une décision du Cabinet prise le 20 décembre 1973 et modifié le 15 février 1977. Depuis sa création, le PEEE sert à traiter diverses questions liées à la mise en valeur des ressources énergétiques, la plupart ayant trait à l'énergie nucléaire, ainsi qu'à la mise en valeur des hydrocarbures dans les régions pionnières. Le PEEE prévoit la sélection, par secteur d'activité, de toutes les initiatives qui risquent d'avoir un impact sur l'environnement. Les dossiers pertinents sont ensuite confiés au ministre de l'Environnement, à des fins d'examen public. Pratiquement depuis sa création, le PEEE attire, pour diverses raisons, les critiques des ministères gouvernementaux, de l'industrie et du public. On lui reproche le manque de « formalité » du processus, le besoin d'améliorer les procédures et la définition du champ d'application de la part des commissions d'évaluation et le manque de visibilité au stade de la sélection des initiatives. En réaction aux critiques, le Cabinet passe un décret le 20 juin afin de

1984-16 délimiter les nouvelles lignes directrices du PEEE. Selon ce décret, le ministère responsable d'une proposition doit étudier « les effets possibles de la proposition sur l'environnement ainsi que les répercussions sociales directement liées à ces effets ». Des dispositions sont adoptées pour élargir la portée du PEEE afin que soient considérés les effets socio-économiques généraux, l'évaluation des technologies et la justification des propositions. Ces dispositions font en sorte que le PEEE prend en considération un éventail de questions beaucoup plus large qu'auparavant. Toutefois, l'extension du champ d'application d'une évaluation ne peut être considérée que sur la recommandation ou avec l'approbation des ministres responsables. Dans d'autres instances, la prise en considération des questions sociales serait limitée aux questions découlant directement des changements environnementaux liés au projet.

Perspectives de l'uranium et de l'énergie nucléaire

En juin, la 24e conférence annuelle de l'Association nucléaire canadienne se déroule de concert avec la 5e conférence annuelle de la Société nucléaire canadienne, avec la participation du Uranium Institute de Londres, en Angleterre. Plusieurs points de vue sur l'uranium sont présentés au cours de l'événement, qui a pour thème « l'électricité et l'uranium, pour un avenir plus brillant ». À court et à moyen terme, les perspectives ne sont pas encourageantes, mais une lueur d'espoir commence à poindre au tournant des années 1990. Les analystes prévoient une augmentation de 6 % des besoins annuels en uranium dans le monde jusqu'en 1990, mais s'inquiètent du recours accru aux indicateurs du marché au comptant dans les contrats de vente d'uranium, ce qui pourrait contribuer à déstabiliser le marché. Les délégués apprennent que l'industrie fourmille en Saskatchewan, où des travaux ont débuté dans des gisements d'uranium de très haute qualité. Ils apprennent aussi que la Key Lake Mining Corporation deviendra le plus grand producteur d'uranium dans le monde à la fin 1984. Dans le domaine de la production d'électricité, en supposant un taux de croissance économique de 3 % par année au Canada, ce pays aura besoin d'accroître sa capacité de production au milieu des années 1990, ce qui implique que des décisions devront être prises bientôt pour la construction ou l'expansion des centrales, en raison des longs délais avant la venue de la nouvelle production. Quant aux perspectives mondiales à plus long terme, on prévoit que les besoins en énergie seront si grands que tous les systèmes d'approvisionnement énergétique seront considérés. Dans cette optique, l'énergie nucléaire n'est plus un luxe, mais semble au contraire incontournable.

Accord entre Terre-Neuve et le parti P.-C. sur les ressources extracôtières

Le 14 juin, le chef du Parti progressiste-conservateur du Canada et le premier ministre de Terre-Neuve annoncent un accord de principe sur les ressources extracôtières. Cet accord porte sur 18 points, dont la reconnaissance de Terre-Neuve comme le principal bénéficiaire des revenus tirés du pétrole extracôtier, conformément au principe d'un Canada fort et uni. Le gouvernement fédéral aura le dernier mot dans les questions touchant la cadence des activités d'exploration et de production jusqu'à ce que l'autosuffisance nationale soit atteinte. Si cette autosuffisance était compromise, Terre-Neuve aurait le dernier mot pour autoriser la mise en valeur et la gestion des ressources. La province aura aussi le pouvoir de fixer le taux des redevances tirées de l'exploitation extracôtière et de percevoir ces redevances. Les modalités de l'accord de principe sont finalisées par un échange de lettres datées du 14 juin 1984. Des négociations s'ensuivent pendant plusieurs semaines entre le gouvernement de Terre-Neuve et le bureau du chef du parti.

Différend frontalier entre le Canada et les États-Unis au sujet de l'entrée Dixon

En juin, les députés soulèvent des questions au Parlement concernant les contrats de forage proposés par le gouvernement américain pour inciter les pétrolières américaines à explorer les environs de l'entrée Dixon, dans une région marine qui est la source d’un différend frontalier entre le Canada et les États-Unis. Le gouvernement américain offre des permis d'exploration couvrant une superficie de 100 000 km2 sur la plate-forme continentale située près de l'entrée Dixon. Toutefois, la région en question empiète sur une zone visée par des baux accordés à Petro-Canada par le gouvernement canadien. La frontière qui traverse l'entrée Dixon, entre la partie continentale de la Colombie-Britannique et le cap Muzon, à l'extrême sud de l'Alaska, a été tracée en 1903 par une commission internationale. Cette frontière est depuis lors communément appelée « ligne AB ». Le Canada soutient que la prolongation de cette frontière dans les eaux extracôtières représente la limite maritime entre la Colombie-Britannique et l'Alaska. Les États-Unis soutiennent avec insistance que la ligne de partage des eaux territoriales est située beaucoup plus au sud. Les plus récentes négociations sur les questions frontalières entre le Canada et les États-Unis ont été interrompues vers la fin des années 1970,

1984-17 Projet Dome pour la production de gaz naturel liquéfié

Le 29 juin, Dome Petroleum annonce qu'elle abandonne la gestion de son projet de production de gaz naturel liquéfié (projet Western LNG), qui comprenait l'expédition au Japon de gaz naturel liquéfié (GNL) produit à une l'usine située près de Prince Rupert, sur la côte ouest. Le projet était en chantier depuis 1980. Dome réduit sa part d'intérêts financiers dans le projet de 80 % à 10 %. Il ne reste plus qu'une participation promise de 30 % dans le projet. En effet, deux autres parties, Union Oil Co., de Californie et NIC Resources, filiale de la société japonaise Nissho Iwai Corp., détiennent chacune 10 % des intérêts. Si le gouvernement de la Colombie-Britannique a autorisé l'exportation de la moitié des 3,2 Tpi3 de gaz naturel visés par l'accord, le gouvernement de l'Alberta a pour sa part indiqué qu'il n'autoriserait aucune autre exportation de gaz naturel tant que les négociations avec les États-Unis sur la tarification ne seront pas achevées. En octobre, Union Oil et NIC Resources forment une troisième compagnie, Canada LNG Corporation, afin de tenter de respecter l'échéance du 31 octobre fixée par des acheteurs potentiels du Japon. En novembre, les services publics du Japon reportent la date limite du projet de 60 jours, car ils veulent savoir si leur proposition d'achat de 2,9 Mt/an de GNL pourrait être respectée sur une période de 15 à 20 ans. L'expédition d'un tel volume représenterait une valeur de 1,2 G$/an. En décembre, le gouvernement de l'Alberta approuve l'exportation d'un volume maximal de 1,5 Tpi3 de gaz naturel sous forme de GNL, au Japon sur une période de 20 ans, à condition que les producteurs obtiennent un prix moyen pondéré fondé sur les exportations aux États-Unis ou le prix à la frontière de l'Alberta, selon le plus élevé. Les négociations au sujet de ce projet se poursuivront en 1985.

Paiements de 2,4 G$ entre 1981 et 1983 dans le cadre du Programme d'encouragement du secteur pétrolier

Le premier rapport de l'Administration des mesures d'encouragement du secteur pétrolier est publié le 21 juin. Ce rapport couvre les trois premières années du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP) et du Programme de détermination de la participation et du contrôle canadiens (DPCC). Au titre du PESP, des paiements d'incitation sont consentis aux sociétés pétrolières engagées dans la prospection de nouvelles sources de pétrole et de gaz naturel. Le DPCC permet de certifier le niveau de participation et de contrôle canadiens des entreprises qui demandent ces paiements, et donc de déterminer leur degré d'admissibilité. Le rapport de l'Administration des mesures d'encouragement du secteur pétrolier, qui couvre la période du 1er janvier 1981 au 31 décembre 1983, décrit la mise sur pied des deux programmes et leur fonctionnement jusqu'à la fin de 1983. Les paiements versés par le gouvernement du Canada jusqu'en décembre 1983 totalisent 2,4 G$, dont 1,1 milliard et 990 millions respectivement dans l'Atlantique et dans la mer de Beaufort, les deux régions où se déroule le plus gros des activités extracôtières. Dome Petroleum et Petro-Canada perçoivent près de la moitié des 2,4 G$. L'Alberta gère son propre programme, ce qui ajoute 800 M$ en subventions pour la période de trois ans.

Préoccupations au sujet du Programme d'encouragement

En juin, la publication du rapport de l'Administration des mesures d'encouragement du secteur pétrolier pour 1981 à 1983 suscite de vives réactions à cause des coûts, du manque d'efficacité du programme et de sa nature discriminatoire. Les subventions PESP s'avèrent discriminatoires en ce qui concerne le type et le lieu des activités entreprises ainsi que le degré

lorsque les discussions ont abouti à une impasse au sujet de la frontière du Maine.

1984-18 du secteur pétrolier

de participation et de contrôle exercés par les bénéficiaires. Les subventions sont concentrées dans les mains de quelques joueurs. De plus, les activités se sont accrues sur le territoire canadien, sans toutefois générer des gains de production. Le caractère interventionniste du PESP est contesté par plusieurs, qui dénoncent les fortes influences bureaucratiques dont il fait l'objet. Enfin, le PESP ne s'applique pas à certains types de dépenses qui seraient souhaitables, par exemple dans les projets liés aux sables bitumineux et au pétrole lourd.

Coûts de réparation de la centrale nucléaire de Pickering

En juin, Ontario Hydro estime qu'il en coûtera 400 M$ de plus que prévu pour réparer les deux réacteurs nucléaires de la centrale de Pickering. Les coûts sont évalués à 1,1 G$. Le remplacement des tubes pourrait coûter jusqu'à 650 M$. De plus, les dépenses engagées dans l'exploitation de centrales à charbon jusqu'en 1987, à cause de l'arrêt de deux réacteurs de 500 MW à Pickering, pourraient s'élever à 483 M$.

Tarification de l'essence

En juin, comme au cours des mois précédents de l'année 1984, la tarification de l'essence continue de susciter des désaccords et fait surface à plusieurs reprises dans les débats au Parlement. Certains se plaignent que les prix sont maintenus artificiellement à un niveau élevé, à cause des pratiques déloyales utilisées par les grandes pétrolières au détriment des petits négociants indépendants. Le gouvernement se fait également critiquer pour avoir créé une situation de prix artificiellement bas par le biais de la redevance d'indemnisation pétrolière. L'industrie pétrolière est critiquée à cause de l'écart de prix entre l'essence au plomb et l'essence sans plomb.

Énoncé de politique de l'énergie

Le 5 juillet, le chef du Parti progressiste-conservateur du Canada publie un énoncé de politique de l'énergie qui sous-tendra plus tard le programme énergétique du gouvernement fédéral, après le changement de gouvernement de septembre. Cet énoncé de politique fixe cinq objectifs : l'autosuffisance et la sécurité en matière énergétique, le traitement équitable des consommateurs et des producteurs, la participation accrue des entreprises canadiennes, le positionnement de l'industrie énergétique comme moteur de croissance et la collaboration entre le gouvernement fédéral, les provinces et l'industrie en vue de stabiliser davantage l'environnement de la planification. L'énoncé comprend également des propositions d'initiatives stratégiques concernant les impôts, la tarification du pétrole et du gaz naturel, les programmes de remplacement du pétrole dans l'industrie, les projets d'exploitation des sables bitumineux, l'exportation d'électricité, le Programme d'encouragement du secteur pétrolier et la part de la Couronne. Ces propositions et d'autres seront ensuite élaborées et intégrées aux programmes annoncés plus tard dans l'année ainsi qu'en 1985.

Activités de Panarctic Oils Limited dans l'archipel arctique - Projet d'expédition de pétrole à partir de Bent Horn

En juillet, Panarctic Oils Limited lance l'avertissement que l'exploration et le forage dans les régions pionnières seront menacés si le gouvernement fédéral ne permet pas aux compagnies de tirer des revenus des activités à haut risque propres à ces régions. Cette société tente d'obtenir l'approbation requise pour expédier 100 000 barils de pétrole brut de son gisement de Bent Horn, dans le Haut-Arctique. N'obtenant aucune indication sur les possibilités de gains à court terme, les partenaires de Panarctic, qui ont dépensé plus de 1 G$ depuis 10 ans, cesseront toute activité d'exploration pétrolière et gazière dans le Nord. Depuis le forage d'un premier puits sur l'île Melville, en 1961, l'industrie a creusé 171 puits dans l'archipel arctique, dont 31 à partir de plates-formes en glace renforcée dans la zone extracôtière du bassin de Sverdrup. Panarctic a fait état de 18 découvertes de pétrole et de gaz naturel depuis sa première découverte de gaz naturel en 1969 à Drake Point, sur l'île Melville. Les plans d'extraction d'hydrocarbures dans l'archipel arctique s'articulaient à l'origine autour du projet de pipeline Polar Gas, qui devait acheminer le gaz vers les marchés du Sud par une route passant à l'ouest de la baie d’Hudson. Or, le seuil minimal des réserves de gaz naturel, soit 25 Tpi3 (708 milliards de m3), n'a jamais été atteint. Plus tard, on s'est mis à envisager de transporter du GNL par méthanier depuis le gisement de Drake Point vers les marchés de l'Est canadien ou de l'Europe, mais cette proposition (le Projet pilote de l'Arctique) a été mise en veilleuse au cours des années 1980, en attendant que les cours s'améliorent. En 1984, Panarctic tente de commercialiser du pétrole à partir du gisement de Bent Horn, sur l'île Cameron, en expédiant par voie de mer 10 000 barils chaque été à partir de 1985, à titre de projet pilote en prévision de l'exploitation de plus vastes gisements.

Projet d'exploitation des sables bitumineux

Le 9 juillet, le gouvernement fédéral et l'Alberta annoncent qu'un accord a été conclu avec Ressources Shell Canada ltée au sujet des redevances et des conditions fiscales appliquées au projet de production de 1 600 m3/j (10 000 b/j) de pétrole au gisement de sables bitumineux de

1984-19 de Peace River Peace River. L'Alberta s'engage à se contenter de redevances réduites jusqu'à ce que Shell ait

recouvré ses coûts en capital, tandis que le gouvernement fédéral doit fournir une déduction pour épuisement gagné et un allégement fiscal dans le cadre de l'impôt sur les revenus pétroliers (IRP) jusqu'à ce que le projet ait franchi le seuil de rentabilité. Le projet commercial, dont le coût est estimé à 200 M$, nécessitera le forage de quelque 200 puits ainsi que l'expansion des installations de production de vapeur et d'exploitation. La mise en place des puits de remplacement et des installations au gisement au cours des 30 ans de vie utile du projet nécessitera un investissement supplémentaire de 500 M$ au chantier de Peace River, à 55 km au nord-est de la ville du même nom. Shell gère un projet pilote à ce site depuis cinq ans, et a démontré la viabilité de la technologie requise pour extraire le bitume des sables bitumineux profonds, en prévision de son premier projet in situ dans la région de la rivière de la Paix, en Alberta.

Rapport de l'Agence de surveillance du secteur pétrolier pour 1983

En juillet, l'Agence de surveillance du secteur pétrolier publie son rapport pour 1983. Les ressources d'autofinancement de l'industrie, toutes activités confondues, ont grimpé de 16 % par rapport à 1982, pour atteindre 8,5 G$, tandis que le revenu net global a diminué de 11 % pour s'établir à 1,5 G$. Les dépenses en capital engagées par l'industrie ont décru de 13 % pour atteindre 10,2 G$. L'augmentation des dépenses en amont, la première augmentation annuelle depuis 1980, a été amplement neutralisée par la réduction des dépenses en aval et des dépenses à l'étranger. Les dépenses engagées dans les terres provinciales et dans les terres fédérales se sont accrues de 4 % et de 34 % respectivement. Les subventions du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP) ont fourni 1,2 G$ sur les 2,2 milliards dépensés dans l'exploration des terres du Canada. Les recettes totales à répartir entre l'industrie et les gouvernements ont grimpé de 1,4 milliard pour atteindre 21,8 G$ en 1983. L'industrie et les provinces ont bénéficié d'une hausse, alors que la part du gouvernement fédéral a diminué de 26 % à 21 %, principalement à cause de la baisse du produit de la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel. La part des gouvernements provinciaux s'est accrue de 2 % pour atteindre 30 %. Enfin, la part de l'industrie a grimpé de 3 % pour atteindre 49 %. D'après les revenus en amont, la participation canadienne dans l'industrie pétrolière a augmenté de 1,5 point de pourcentage à 40,5 %, tandis que le contrôle détenu par des sociétés canadiennes a chuté de 0,5 point de pourcentage à 37,8 %. D'après les revenus tirés du pétrole (en amont et en aval), la participation et le contrôle canadiens ont augmenté de 2,5 et de 2,3 points de pourcentage, respectivement, pour atteindre 37,2 % et 27,8 %.

Nouvelle politique de tarification du gaz naturel exporté du Canada - prix négociés

Le 13 juillet, le gouvernement fédéral annonce que les exportateurs de gaz naturel canadien seront libres de négocier les prix avec leurs clients. Selon cette nouvelle politique, qui pourrait entrer en vigueur dès le 1er novembre, les exportateurs pourront s'en tenir au prix administré à deux volets, ou ils pourraient négocier un prix qui sera soumis à l'examen de l'Office national de l'énergie, d'après des critères établis, et éventuellement approuvé par le gouvernement du Canada. Si l'exportateur opte pour un prix négocié au lieu du tarif gouvernemental existant, il devra prouver que ce prix, ainsi que toute autre disposition connexe, procurera un avantage économique net au Canada comparativement au Régime de tarifs incitatifs reliés au volume (TIRV) mis en œuvre en juin 1983 et modifié en novembre de la même année. À de nombreux égards, la nouvelle politique des exportations canadiennes est à l'image des lignes directrices américaines sur les importations de gaz naturel publiées plus tôt dans l'année, en février. Les politiques des deux pays envisagent la possibilité de contrats concurrentiels, flexibles et en prise avec le marché.

Coût du PEN supporté par l'Ontario

Dans un mémoire présenté en juillet au Comité sénatorial permanent de l'énergie et des ressources naturelles, le gouvernement de l'Ontario soutient que la hausse abrupte des prix du pétrole et du gaz naturel engendrée par le PEN a coûté à cette province 90 000 emplois et a réduit sa production réelle de 3 % à 4 %, et que cette hausse est responsable, pour près d'un tiers, du taux d'inflation enregistré dans la province entre 1979 et 1983. Au cours de cette période, le prix de gros du pétrole et du gaz naturel supporté par la province a presque doublé, pour atteindre 9 G$. L'Ontario soutient que les véritables bénéficiaires du PEN sont le gouvernement fédéral et l'industrie pétrolière.

Le réacteur CANDU s'attire des éloges

Dans un article publié le 25 juillet, le Wall Street Journal ne tarit pas d'éloges au sujet de l'industrie nucléaire canadienne et met en contraste l'expérience américaine dans ce domaine. Le quotidien attribue la grande réussite du programme nucléaire canadien aux efforts

1984-20 consacrés par le pays au perfectionnement d'un appareil : le réacteur CANDU. Cette réussite proviendrait aussi du fait que les Canadiens ont tendance à faire plus confiance à leurs services publics et que l'industrie canadienne n'a pas connu autant de déboires que son homologue américaine.

Subventions du PERD pour 1983-1984 et 1984-1985

Dans une évaluation publiée en juillet, on apprend que les paiements versés au titre du Programme d'expansion du réseau de distribution (PERD) ont atteint 45,9 M$ en 1983-1984 et qu'ils atteindront près de 123,9 M$ en 1984-1985. Ces paiements, destinés à couvrir les coûts en capital des projets soutenus par le PERD, se chiffrent à 143 M$ en 1983-1884 et à un montant estimatif de 243,8 M$ en 1984-1985.

Thermophone - un service pour les économies d'énergie dans le secteur résidentiel

Un examen préparé en juillet révèle qu'il existe un intérêt soutenu pour Thermophone, un service téléphonique gratuit qui permet d'obtenir des conseils pratiques sur les moyens à prendre pour réduire la consommation et la facture d'énergie à la maison. Thermophone émane de la Division des programmes énergétiques domiciliaires, au ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources. En 1984 cette division continue d'offrir le Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes (PITRC), le Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP) et le programme Énersave pour l'isolation thermique des maisons. Ce dernier fournit, par le biais d’un questionnaire, un service gratuit d'information écrite aux propriétaires résidentiels sur les moyens les plus économiques d'accroître l'efficacité énergétique de leur maison. D'après les dossiers du centre d'appel Thermophone, le service a permis de fournir de l'information à 2 290 personnes au cours de sa première année, en septembre 1977. Ce chiffre a augmenté à 118 850 pour l'année 1984. Une baisse du nombre d'appels à 55 990 en 1983 reflète une tendance du public à se désintéresser des questions liées à l'énergie en 1982 et 1983. Le nombre d'appels remonte à 89 400 en 1984 grâce aux changements apportés aux dates d'admissibilité au PITRC, annoncés en mars, et à des programmes de promotion qui font connaître Thermophone aux propriétaires résidentiels en quête de renseignements sur le programme et d'information technique.

Recherches en physique du globe à la CGC (EMR)

En juillet, un examen des programmes de recherche gérés par la Direction de la physique du globe (qui fait maintenant partie de la Commission géologique du Canada), à Énergie Mines et Ressources Canada, porte une attention spéciale aux programmes réalisés au cours des cinq dernières années en réponse aux exigences nationales. Ces activités comprennent l'évaluation des ressources géothermiques et des méthodes d'exploitation connexes, les contraintes imposées par le pergélisol sur l'exploitation des hydrates de gaz naturel et du pétrole, le développement dans le Nord et l'enfouissement des déchets nucléaires dans des formations géologiques profondes et stables. La Direction de la physique du globe déploie également des efforts considérables en 1983 et en 1984 pour diriger l'expédition géologique multidisciplinaire dans l'Arctique (CESAR-83, consacrée à l'étude de la dorsale Alpha) et pour en évaluer les résultats. L'objectif de ce programme est d'accroître les connaissances scientifiques afin de découvrir de nouvelles sources d'énergie. Des recherches se poursuivent sur les caractéristiques des tremblements de terre dans diverses régions au Canada, y compris les régions qui pourraient receler des hydrocarbures. Ces recherches permettent de calculer avec précision les risques que les mouvements sismiques présentent pour les éventuelles installations de production pétrolière et gazière.

Programme des conventions de recherche d'EMR

En juillet, le gouvernement annonce l'octroi de subventions de recherche d'une valeur de 1,4 M$, sous l'égide d'EMR, en 1984-1985. Ces fonds doivent être dépensés à l'appui de 158 projets de recherche dans les sciences naturelles, physiques et sociales ainsi qu'en ingénierie dans une quarantaine de centres de recherche au Canada. Ces subventions serviront notamment à financer 16 projets de recherche sur la technologie de l'énergie, 19 projets consacrés à la politique énergétique, plusieurs projets de recherche sur les économies d'énergie et, enfin, des études économiques sur la mise en valeur des ressources pétrolières. Le Programme des conventions de recherche d'EMR est reconduit annuellement depuis le milieu des années 1970.

Programme géoscientifique des régions pionnières

En août, le ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources annonce un important programme visant à rassembler de l'information géoscientifique concernant les régions pionnières. L'objectif de ce programme est de stimuler l'exploration et la mise en valeur des ressources énergétiques et d'aider à atteindre une plus grande efficacité énergétique à long terme. Le programme, auquel on travaille depuis trois ans, est conçu pour établir une base de données géoscientifiques qui permettra de connaître plus précisément le potentiel pétrolier et

1984-21 gazier des régions extracôtières à l'est et à l’ouest du pays, dans l'archipel arctique et dans l'ouest de l'Arctique. Il est doté d'un budget de 20 M$/an. L'agrandissement du territoire canadien, qui résulte de l’extension de la limite des eaux territoriales à 200 milles, ainsi que l'attention portée à l'exploration dans les régions pionnières ont fait augmenter la demande d'information géophysique tant dans l'industrie que dans l'administration publique.

Rapport de la Commission royale sur le désastre de l'Ocean Ranger

Le 13 août, est rendu public le premier rapport de la Commission royale sur le désastre maritime de l'Ocean Ranger. La Commission royale présente 60 recommandations concernant la sécurité en mer et les activités de l'industrie pétrolière, compte tenu des conditions particulièrement rudes qui existent au large des côtes canadiennes. La publication de ce rapport est suivie, en août, d'une conférence sur la sécurité dans les régions au large de la côte Est du Canada. Cette conférence se déroule à l'Université Memorial, à St. John's. Des audiences publiques sur le rapport sont prévues à Halifax et à St. John's. Une fois le processus de consultation terminé, la Commission royale doit rédiger un rapport final qui sera présenté à Terre-Neuve et au gouvernement fédéral au plus tard le 31 mars 1985. Dans son premier rapport, la Commission royale attribue la cause du désastre à la fois à la conception de la plate-forme de forage et au manque de formation des équipes qui y travaillaient. Elle attribue aussi l'accident à la force de la tempête. Ces conclusions se comparent à celles de la commission américaine sur la sécurité des transports et de la garde côtière américaine. Dans les trois enquêtes, le propriétaire de la plate-forme, Ocean Drilling and Exploration Company, de la Nouvelle-Orléans, est critiqué pour n'avoir pas fourni d'équipement de sauvetage ni donné de formation à son personnel. La plate-forme semi-submersible Ocean Ranger a sombré le 15 février pendant une tempête à 175 milles nautiques de St. John's, emportant 84 vies humaines.

Syncrude : un incendie cause un arrêt de quatre mois

Un incendie à l'usine de traitement des sables bitumineux de Fort McMurray (Alberta), se déclare le 15 août et inflige de lourds dégâts aux deux fours à coke. Les activités de l'usine, qui appartient à Syncrude Canada Limited, sont interrompues jusqu'à la fin décembre. Quatre mois plus tard, après avoir subi des pertes de revenus de plus de 300 M$ et dépensé 50 M$ en frais de réparation, le plus grand producteur de pétrole brut synthétique au Canada reprend son rythme de croisière, à la fin de l'année, avec une production de 109 000 b/j. L'arrêt des activités était dû à la rupture d'une conduite en acier, qui avait provoqué une explosion et déclenché l'incendie.

Petro-Canada se retire du projet de la plate-forme Néo-Écossaise

En août, un consortium réunissant Petro-Canada et trois autres compagnies se retire d'un programme d'exploration d'une valeur de 500 M$ qui s'étend sur 1,6 million d'hectares à côté du gisement de gaz naturel Venture, sur la plate-forme Néo-Écossaise. Les compagnies concernées cèdent leurs droits un an avant échéance après avoir foré deux puits secs. Les résultats ne justifiaient pas que les compagnies forent les autres puits requis pour le maintien des baux.

Paiements du PESP entre le 1er janvier 1981 et le 31 août 1984

À la fin du mois d'août, les paiements versés dans le cadre du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP) depuis sa mise en œuvre le 1er janvier 1981 totalisent 3 485 900 000 $.

Recommandation concernant la privatisation de Petro-Canada

En août, l'ancien président de Petro-Canada recommande que le gouvernement fédéral commence à se départir de cette société de la Couronne au profit du secteur privé, car elle constitue désormais un important moteur économique qui appartient au Canada et qui sert les intérêts de ce pays. Si la capacité de servir ces intérêts peut être maintenue, rien n'empêche la privatisation de la société. Elle pourrait être scindée en deux : une société de portefeuille contrôlée par le gouvernement fédéral et une société appartenant à des actionnaires publics et gérée selon les principes commerciaux.

L'ONE rejette la demande concernant le Projet pilote de l'Arctique

Le 2 août, l'Office national de l'énergie rejette la demande concernant le Projet pilote de l'Arctique (PPA). Ce projet avait fait l'objet d'une demande d'approbation concernant l'expédition de gaz naturel liquéfié (GNL) à partir de l'île Melville, dans le Haut-Arctique, vers un port de l'Est canadien. Le GNL serait alors regazéifié et acheminé vers les marchés canadiens et américains. La demande est rejetée parce que le PPA est assorti d'ententes avec des acheteurs américains, qui expirent le 4 août. Les audiences tenues par l'ONE au sujet du PPA avaient débuté le 2 février 1982, mais une décision avait forcé leur ajournement le 31 août de la même année.

1984-22 Dome Petroleum : difficultés de rééchelonnement de la dette

Le 1er août, Dome Petroleum parvient à une entente avec ses créanciers pour rééchelonner 5,2 milliards des 6,3 G$ de sa dette. Toutefois, l'entente signée par 53 des 54 créanciers de Dome est conditionnelle au lancement de 250 M$ d'actions, qui doivent trouver preneur au plus tard le 5 octobre. En décembre, ce plan ne s'étant pas concrétisé, Dome demande à ses créanciers de la libérer de l'obligation de réunir 250 M$ en nouveaux fonds propres, invoquant la piètre conjoncture du marché. À la fin de l'année, la compagnie renégocie, entre autres concessions, une exonération concernant l'entente négociée le 1er août qui l'obligeait à lever des fonds propres. En septembre, le gouvernement fédéral informe Dome qu'il ne renouvellera pas l'entente de principe de 1982, lorsque le gouvernement et quatre banques canadiennes avaient préparé un ensemble de mesures de renflouement de dernier ressort. Cette entente devait expirer le 1er octobre 1984, et Dome avait demandé que la date d'échéance soit reportée jusqu'à ce qu'elle ait parachevé le nouveau plan de rééchelonnement de sa dette. L'entente conclue avec le gouvernement fédéral vient à échéance le 1er octobre.

Évaluation des Accords fédéraux-provinciaux de démonstration des économies d'énergie et des énergies renouvelables (ADEEER)

En août, sont évalués les Accords fédéraux-provinciaux de démonstration des économies d'énergie et des énergies renouvelables, qui remontent à 1979. Le programme des ADEEER, dont l’objectif est la démonstration et la diffusion d'information, a été conçu pour éliminer les obstacles au déploiement des technologies des économies d'énergie et des énergies renouvelables, en démontrant directement la viabilité technique et économique des solutions de remplacement dans des situations pratiques, ainsi qu'en communiquant les résultats. Les ADEEER, ou des accords similaires, ont été signés avec la plupart des provinces. Le programme a rendu possible la commercialisation de technologies de pointe en trouvant des débouchés aux technologies existantes et en faisant la démonstration judicieuse des technologies en cours de développement. Les projets s'avèrent un moyen économique de démontrer les technologies des économies d'énergie et les énergies de remplacement, et un excellent moyen de mobiliser du financement, puisque la mise de fonds du gouvernement fédéral, soit 40 M$, a entraîné dans son sillage des investissements d'une valeur de 215 M$. Les ADEEER ont expiré le 31 mars 1984, mais une année de sursis a été accordée pour l'achèvement des projets, jusqu'au 31 mars 1985. Par suite d'une décision du Cabinet prise en décembre 1983, un nouveau programme national, Énerdémo-Canada, a remplacé les ADEEER et intégré d'autres programmes de démonstration énergétique.

Lancement du projet d'énergie marémotrice d'Annapolis

Le projet d'énergie marémotrice d'Annapolis, d’une valeur de 56 M$, le premier de ce type en Amérique du Nord, est inauguré en août. L'objectif est de vérifier l'efficacité de la turbine STRAFLO, de construction canadienne, et la possibilité de construire des centrales marémotrices commerciales dans la baie de Fundy. Le projet de la baie de Fundy, approuvé fin 1979 et lancé en 1980, est situé à Annapolis Royal, dans le cours inférieur de la rivière Annapolis. Ce projet pilote a une capacité de 50 millions de kWh par année. La turbine STRAFLO, qui a été conçue en Suisse et fabriquée à Montréal, pourrait également être adaptée aux faibles hauteurs de chute, comme on en rencontre dans de nombreuses régions au Canada et ailleurs. Le projet est géré par la Société d'énergie marémotrice, une société de la Couronne de la Nouvelle-Écosse qui a obtenu 25 M$ en subventions fédérales pour la construction de la centrale. Ces subventions visent à combler le manque à gagner entre les retombées directes prévues et le coût total du projet.

Avantages et inconvénients du recul du prix du pétrole

Alors que les cours mondiaux du pétrole amorcent un repli, au lieu de poursuivre leur nette tendance à la hausse comme on le prévoyait au début des années 1980, deux points de vue s'opposent. Dans un article du New York Times publié début août, on lit que la chute des cours du pétrole qui se répercute sur l'économie de la planète a pour effet d'alléger les pressions inflationnistes et de stimuler l'expansion aux États-Unis et ailleurs. Grâce à l'essor économique que l'on prévoit dans de nombreux pays, le taux de croissance des échanges mondiaux, que le Fonds monétaire international estimait à 5 % pour 1984, devrait maintenant s'approcher de 8 %. Le bouleversement des cours du pétrole des années 1970 a déclenché une inflation galopante et intensifié le recul économique de 1981 à 1983, le plus grave depuis la dépression du début des années 1930. Par voie de conséquence, l'assouplissement de la structure des cours mondiaux du pétrole est perçu comme une nouvelle très favorable. Certains porte-parole du milieu financier exprime un point de vue tout autre et dénoncent le fait que le recul des cours du pétrole risque d'entraver les initiatives d'économies d'énergie et de retarder les projets de mise en valeur des ressources énergétiques. « Nous devons absolument éviter de retomber

1984-23 dans un cycle de prix en dents de scie ».

Élection d'un gouvernement P.-C.

Le 4 septembre, un gouvernement progressiste-conservateur est élu; pendant les derniers mois de l'année, de nombreux changements seront apportés à la politique énergétique fédérale.

Rapport de l'ONE sur la situation de l'offre et de la demande de 1983 à 2005

En septembre, l'Office national de l'énergie publie son rapport intitulé « L'énergie au Canada : offre et demande, 1983-2005 ». Ce rapport met à jour une étude antérieure publiée au milieu de 1981. L'ONE a publié ses premières grandes prévisions de la situation énergétique en 1969. Cette nouvelle étude rend compte de l'évolution des perceptions sur l'avenir des prix des ressources énergétiques, l'activité économique, la disponibilité des approvisionnements et les changements dans les politiques gouvernementales. L'ONE sert une mise en garde à cause de la grande incertitude entourant l'offre intérieure de pétrole brut . Cette incertitude serait due aux nombreuses inconnues liées à la mise en valeur des ressources dans les régions pionnières et les gisements de sable bitumineux. Le rapport rappelle qu'il est essentiel de bien distinguer le bilan du pétrole brut léger de celui du pétrole lourd. Les prix mondiaux projetés par l'ONE reflètent la perspective selon laquelle le marché mondial du pétrole sera caractérisé par une surabondance de l'offre au cours des quatre prochaines années. L'Office prévoit ensuite une hausse de la demande mondiale de pétrole, qui exercera de plus en plus de pressions sur la capacité de production et qui se traduira en bout de ligne par une augmentation des cours réels du pétrole. Les prix mondiaux du pétrole resteront stables pendant quelques années, puis grimperont à un taux annuel de 2 % supérieur à celui de d'inflation. La demande totale d'énergie au Canada devrait augmenter au rythme annuel de 1,6 % jusqu'en 2005, comparativement à près de 5 % pendant la plus grande part des années 1960 et 1970. La demande de pétrole devrait fléchir tant en valeur absolue qu'en pourcentage du marché énergétique global. Le Canada devra néanmoins continuer d'importer du pétrole brut léger. Quant au gaz naturel, il devrait représenter une part accrue du marché de l'énergie. La demande d'électricité devrait s'accroître à un taux presque deux fois supérieur à celui de la demande d'énergie globale. La capacité de production d'électricité demeurera néanmoins supérieure à la demande jusque dans les années 1990, et l'industrie se tournera davantage vers l'exportation. La part de l'électricité de source nucléaire passera de 11 % en 1983 à 22 % en 2005. Quant aux sources d'énergie de remplacement, comme l'énergie solaire et les déchets de bois, elles conserveront une place importante dans le parc énergétique, sans toutefois dépasser 8 % environ.

Examen de l’impact environnemental de Lepreau II

Dans une étude des répercussions environnementales publiée en septembre, on conclut que la centrale nucléaire Lepreau II de 600 MW proposée pourrait fonctionner sans danger et engendrer d'importantes retombées économiques, dont une contribution de 1,4 G$ au produit intérieur brut du Canada. Toutefois, le rapport n'aborde pas la question de la viabilité économique de la centrale ni les implications de l'endettement de l'entreprise pour les consommateurs d'électricité du Nouveau-Brunswick. Ces lacunes suscitent les critiques des organismes publics et des entreprises privées. L'étude a été commandée par Maritime Nuclear, une coentreprise fondée par Énergie atomique du Canada limitée et la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick.

Hydro-Manitoba : Projet hydroélectrique de Limestone

En septembre, Hydro-Manitoba, un service public appartenant à la province, annonce le lancement immédiat d'un appel d'offres pour la construction de sa centrale hydroélectrique de Limestone, pour une valeur de 3 G$. Le projet du barrage de Limestone avait été mis de côté en 1977. Toutefois, si la vente de 3,2 G$ d'électricité à Northern State Power Co., de Minneapolis, annoncée plus tôt en 1984, se concrétisait, la centrale serait mise en chantier un an avant que les besoins intérieurs ne le justifient. Hydro-Manitoba avait présenté une demande à l'Office national de l'énergie en août afin de pouvoir exporter de la puissance garantie et de l'énergie à Northern States Power sur une période de 12 ans. L'audience publique se terminera le 16 novembre, et la décision rendue vraisemblablement au début de 1985. Hydro-Manitoba propose d'exporter jusqu'à concurrence de 500 MW de puissance garantie et jusqu'à 4 392 kWh d'énergie par période de 12 mois du 1er mai 1993 au 30 avril 2005, en se servant des lignes à haute tension existantes; la puissance et l'énergie proviendraient de la centrale de Limestone. Le Manitoba est relié aux réseaux d'électricité du Dakota du Nord et du Minnesota au moyen de deux lignes à haute tension de 230 kV - une vers Grand Forks et l'autre vers Duluth - et d'une ligne à haute tension de 500 kV vers

1984-24 Minneapolis; en 1984, la province détient trois permis d'exportation d'énergie garantie et deux permis d'exportation d'énergie interruptible. Si le projet de Limestone est approuvé, les recettes totales obtenues par Hydro-Manitoba pour l'exportation d'électricité passeront de 89 M$ en 1984 à près de 400 M$ en 1993.

Ontario Hydro et les aléas de la prévision

En septembre, Ontario Hydro déclare que la province risque d'être confrontée à une pénurie d'électricité d'ici au milieu des années 1990 et entreprend une étude afin de déterminer les meilleures mesures à prendre face aux habitudes de consommation du public, qui deviennent de plus en plus difficiles à prévoir. La prévision d'une pénurie dès 1992 ne cadre pas du tout avec les prévisions formulées dans les années 1970, lesquelles avaient conduit les autorités à annuler certains projets, à en reporter d'autres et à arrêter la production de plusieurs centrales. La construction tous azimuts des années 1970 et les craintes d'une pénurie dans les années 1990 font partie de ce que certains observateurs appellent les « aléas de la formulation de prévisions ».

Rapport de la Commission d'évaluation environnementale de la mer de Beaufort

En septembre, de nouveaux commentaires sont formulés au sujet du rapport de la Commission d'évaluation environnementale de la mer de Beaufort publié à la fin de juillet, quatre ans après que l'industrie eut présenté au ministre des Affaires indiennes et du Nord une proposition visant la mise en valeur des ressources en hydrocarbures dans la région de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie. Dome Petroleum Limited, Esso Ressources Canada ltée et Ressources Gulf Canada limitée proposent un plan en deux phases pour la région. La première phase consisterait à confirmer et à mettre en valeur des réservoirs commerciaux de pétrole et à construire les installations de transport. La production devait débuter en 1987, au cours de la deuxième phase. La Commission avait pour mandat « de déterminer les principaux effets, tant positifs que négatifs, que la réalisation du projet pourrait avoir sur le milieu physique, le milieu biologique et la population, et de recommander les mesures de préservation appropriées à prendre. ». Elle soumet 83 recommandations au ministre des Affaires indiennes et du Nord et au ministre de l'Environnement. Elle recommande en particulier que « sur demande, seuls la production et le transport par phases, à petite échelle, des hydrocarbures de la région de la mer de Beaufort soient autorisés ». Le ton général du rapport laisse transparaître une défense prudente de la mise en valeur des ressources en hydrocarbures dans la mer de Beaufort. Des projets peuvent être réalisés sans avoir d'effets environnementaux et socio-économiques inacceptables, pourvu qu'ils le soient à petite échelle et à un rythme acceptable du point de vue des résidents du Nord. Le rapport est accueilli favorablement; l'Association canadienne des producteurs pétroliers fait notamment remarquer qu'il cadre avec les prévisions rajustées à la baisse de l'industrie au sujet des activités de mise en valeur dans les régions de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie.

Décision d'un tribunal international sur le différend canado-américain au sujet du banc de Georges

Le 12 octobre, une chambre de la Cour internationale de justice de la Haye rend sa décision dans le différend qui oppose le Canada et les États-Unis en ce qui concerne la frontière internationale dans le golfe du Maine. Le tribunal confirme que le Canada détient des droits sur une grande partie du banc de Georges, qui renferme d'importantes ressources en poissons et des ressources potentielles en hydrocarbures. Ce différend avait débuté en 1969, lorsque les États-Unis avaient protesté contre la délivrance par le Canada de permis d'exploration de pétrole et de gaz naturel dans la région du banc de Georges. Le conflit avait pris de l'ampleur en 1976, après que les deux pays eurent repoussé unilatéralement leurs limites de pêche à 200 milles nautiques. En 1979, les deux gouvernements ont signé un traité visant à « régler le différend sur la délimitation de la frontière marine dans la région du golfe du Maine ». Les États-Unis proposaient de détenir un droit exclusif sur le banc de Georges, alors que le Canada demandait la moitié de la zone contestée. La décision du tribunal ne donne au Canada qu'un sixième environ du banc de Georges, mais elle laisse aux pêcheurs de Nouvelle-Écosse suffisamment de territoire pour maintenir la viabilité de leur industrie. De plus, la ligne de démarcation tracée par le tribunal laisse au Canada presque toute la partie ouest du bassin Néo-Écossais. Les ressources potentielles en hydrocarbures situées dans la partie est du banc de Georges se trouvent dans la zone retenue par le Canada.

Syncrude accroît ses activités de mise en valeur des sables

En octobre, l'Office de conservation des ressources énergétiques de l'Alberta annonce l'approbation d'un plan visant à accroître la production à l'usine de traitement des sables bitumineux de Syncrude Canada Ltd., près de Fort McMurray. Selon ce plan, la production annuelle de pétrole brut de synthèse passerait de 7,5 à 8 Mpi3. De plus, l'usine agrandie

1984-25 bitumineux permettrait de produire 370 000 m3/an de naphte. L'expansion, dont le coût est évalué à

600 M$, s'inscrit dans un plan de modernisation de cinq ans, d'une valeur de 1,2 G$, visant à améliorer et à accroître la production à l'usine de Syncrude située à Mildred Lake.

Une évaluation des ressources en uranium révèle de larges excédents exportables

En octobre, EMR publie l'évaluation semestrielle du Groupe d'évaluation des ressources en uranium (GERU). Comparativement à l'évaluation de 1982, on note à la fin 1983 une augmentation de 22 % des ressources indiquées, par opposition à des baisses de 10 % et de 7 % dans les catégories de ressources mesurées et présumées, respectivement. La forte hausse dans la catégorie des ressources indiquées reflète les résultats favorables des activités soutenues d'exploration et de mise en valeur dans les gisements d'uranium du nord de la Saskatchewan. Le total des ressources de catégories mesurées, indiquées et présumées, dans les trois catégories de prix, s'élève à 591 000 t d'uranium, soit légèrement plus que le volume estimé en 1980, et ce malgré une production de 23 000 t d'uranium dans la période de trois ans couverte par la nouvelle évaluation. Les réserves récupérables à la fin de 1983 atteignent 237 000 t, dont 80 000 t réservées au marché intérieur, ce qui laisse un excédent de 152 000 t. De ce volume, 67 000 t sont réservées à des marchés d'exportation. L'industrie canadienne de l'uranium reste donc caractérisée par un potentiel de production considérable.

Perspectives concernant le charbon du nord-est de la C.-B.

En octobre, Tech Cor p., l'un des deux nouveaux producteurs de charbon du nord-est de la Colombie-Britannique, accepte une réduction de 10 $/t du prix du charbon extrait de sa mine de Bullmoose, après d'intenses négociations avec ses acheteurs du Japon. Le nouveau prix, soit 88 $/t, rétroactif au 1er avril 1984, doit rester en vigueur pendant une période de deux ans. La mine Quintette, qui a rempli un contrat avec des acheteurs japonais en 1981 à 97 $/t, a également dû renégocier son prix, puisque le cours mondial n'atteint plus que 69 $/t. En outre, cette nouvelle mine éprouve des difficultés de démarrage. Ainsi, on prévoit que sa production n'atteindra que 3 Mt en 1985, bien en deçà du volume ciblé. Malgré les problèmes de prix et de production auxquels se butent les nouveaux producteurs de charbon du nord-est de la Colombie-Britannique en 1984, la Chase Manhattan Bank de New York avait prédit en janvier que le gisement nouvellement exploité allait produire une quantité de charbon largement supérieure à la demande jusqu'à la fin de la décennie, mais que, dans les années 1990, le Canada connaîtrait un marché porteur en raison de la demande croissante de charbon, particulièrement dans les pays du littoral asiatique. La banque américaine avait aussi prédit que l'augmentation des exportations canadiennes de charbon se ferait en grande partie au détriment de l'industrie houillère des États-Unis, qui verrait reculer sa part de marchés étrangers.

Le prix du pétrole de l'OPEP subit des pressions baissières

Le 18 octobre, le Nigéria réduit le prix de son pétrole de 2 $, à 28 $/b, et devient ainsi le premier pays membre de l'OPEP à déroger à la grille de prix officiellement établie 18 mois plus tôt. Le geste posé par le Nigéria est suivi le 17 octobre par une réduction, de la part du Royaume-Uni, du prix du pétrole de la mer du Nord. Une séquence identique de réductions de prix avait déclenché l'affaissement des cours mondiaux du pétrole en mars 1983, lorsque le prix officiel de l'OPEP avait été diminué de 15 %. Le maintien du recul des prix sur le marché au comptant et une surproduction persistante dans les pays membres de l'OPEP exercent une pression baissière sur les cours du pétrole. Malgré cette tendance, l'OPEP maintient le prix de 29 $US/b pendant les derniers mois de l'année, bien que le Nigéria et l'Algérie continuent de défier la politique de tarification de l'OPEP, particulièrement en ce qui a trait à l'écart de prix entre le brut lourd et léger. À la fin de 1984, un tendance baissière se profile nettement.

Projet Scotia Coal Synfuels

En octobre, le gouvernement fédéral et la Nouvelle-Écosse consentent une somme de 750 000 $ pour le projet Scotia Coal Synfuels, afin de financer d'autres essais en vue d'établir la faisabilité de la production de pétrole brut de synthèse à partir du charbon et du pétrole de faible qualité, au Cap-Breton. Les premiers essais avaient permis d'obtenir près de 3,5 barils de pétrole synthétique à partir d'une tonne de charbon, alors que le seuil de rentabilité commerciale se situe à 5 b/t. Si ce seuil pouvait être atteint, l'étape suivante consisterait à construire une usine à la raffinerie de pétrole de Point Tupper que Gulf Canada avait mise sous cocon.

Déréglementation des prix du pétrole et du gaz naturel à l'étude

Le 29 octobre, on annonce que l'accord modificateur conclu le 30 juin 1983 entre le gouvernement fédéral et l'Alberta concernant la tarification et l'imposition des ressources énergétiques sera prolongé d'un mois par rapport à la date d'échéance, qui était fixée au 31 décembre 1984, afin de donner plus de temps au nouveau gouvernement fédéral pour apporter

1984-26 des changements majeurs à la politique de tarification et à d'autres politiques. Depuis le milieu de l'année, les deux principaux partis politiques favorisent des prix dictés par les conditions du marché plutôt qu'un régime de prix administrés. Lorsque que le gouvernement se penche sérieusement sur la question de la fixation des prix du pétrole, à l'automne 1984, on s'accorde généralement au Canada sur les grandes questions de l'heure. Ainsi, lorsque les ministres de l'Énergie se rencontrent en octobre, il devient évident que l'établissement des prix en fonction du marché constitue un objectif commun. Dans une allocution prononcée le 28 octobre, le nouveau ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources souligne les avantages de la déréglementation des prix du pétrole et du gaz naturel, et mentionne que le gouvernement fédéral prendra les devants pour parvenir à un consensus entre les gouvernements, les producteurs et les consommateurs au sujet du concept de la tarification du gaz naturel en fonction du marché. Le gouvernement prend aussi l’engagement de faire en sorte que les consommateurs canadiens ne soient jamais contraints de payer plus cher pour leur gaz naturel que leurs voisins du Sud.

Rapport du Conseil canadien des chefs d'entreprise sur l'énergie

En octobre, le Conseil canadien des chefs d'entreprise (CCCE) publie ses propositions stratégiques pour le pétrole et le gaz naturel, suite à la tenue de deux « sommets sur l'énergie » les 6 et 7 novembre 1983 et les 4 et 5 juin 1984. Le CCCE, qui regroupe les présidents et chefs de direction des 150 plus grandes sociétés canadiennes, a été formé en 1976 pour contribuer à l'élaboration des politiques publiques et pour aider à orienter les priorités nationales. Les premiers ministres de l'Ontario et de l'Alberta ont assisté aux deux sommets sur l'énergie. Le CCCE recommande trois grands objectifs pour la politique énergétique : la déréglementation des prix du pétrole et du gaz naturel, la restructuration et la réduction des taxes et des redevances ainsi qu'une meilleure répartition entre la participation canadienne et les investissements étrangers. Le prix du pétrole brut serait négocié entre les producteurs et les raffineries, tandis que le prix du gaz naturel serait découplé du prix du pétrole brut. La fiscalité des ressources serait basée sur les bénéfices plutôt que sur les recettes, et les mesures d'incitation à l'exploration et à la mise en valeur, en supposant qu'elles soient nécessaires, seraient basées sur un régime d'imposition des bénéfices plutôt que sur des subventions. Cela entraînerait la suppression de l'impôt sur les revenus pétroliers (IRP) et du Prélèvement spécial de canadianisation (PSC), entre autres changements. La clause de rétrocession de 25 % des terres de la Couronne serait éliminée, et le Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP) ne serait pas renouvelé. La participation étrangère dans les futurs projets de mise en valeur des ressources pétrolières et gazières sur le territoire canadien pourrait dépasser 50 %, pourvu que soit respecté, preuve à l'appui, le principe du « meilleur effort. Bon nombre de ces recommandations seront adoptées plus tard par le nouveau gouvernement fédéral.

Exploration pétrolière et gazière dans le Nord depuis 1919

Dans une allocution prononcée le 25 octobre, l'administrateur du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC) passe en revue et évalue les activités pétrolières et gazières dans le Nord canadien. Depuis que le premier forage à Norman Wells, en 1919, près de 1 150 puits - la plupart dans la vallée du Mackenzie - ont été forés dans les régions nordiques. Ces forages ont permis de faire 74 découvertes importantes de pétrole et de gaz naturel. Les travaux d'exploration, notamment les levés géophysiques et le forage, ont coûté près de 6,5 G$, dont 60 % ont été consacrés à l'exploration de la région de la mer de Beaufort et du delta du Mackenzie. Ces dernières années, Esso, Gulf et Dome ont foré 187 puits dans la régions en question, à un coût de 4 G$. Les avantages des programmes d'exploration pour le Canada ressortent des estimations de 1984 : parmi des dépenses totales de 850 M$, 660 M$, soit 77 %, ont été investis au Canada.

Début des prix négociés du gaz naturel - suppression des dispositions du PEN

Le 1er novembre, le gouvernement fédéral approuve des modifications aux permis d'exportation de gaz naturel afin de permettre à six compagnies canadiennes de vendre du gaz naturel à des acheteurs américains à des prix négociés. On prévoit que cette mesure permettra d'exporter 11,3 Gpi3 (400 Gpi3) supplémentaires de gaz naturel, qui rapporteront 1 G$ de plus. Ces changements marquent le début d'une nouvelle ère dans le commerce du gaz naturel entre le Canada et les États-Unis On espère que les prix d'exportation compétitifs aideront le Canada à reprendre des parts de marché perdues au cours des années précédentes. Les prix moyens négociés se situent dans une fourchette de 3,25 à 3,35 $US/MBtu, ce qui se compare favorablement au prix de la zone Est (4,15 $CAN/MBtu ou 3,15 $US/MBtu) proposé aux consommateurs canadiens. En décembre, le gouvernement fédéral approuve des modifications

1984-27 aux permis d'exportation de gaz naturel de trois autres compagnies.

Discours du Trône

Dans le discours du Trône prononcé le 5 novembre pour marquer l'inauguration de la 33e législature, le nouveau gouvernement annonce qu'il va présider à « une nouvelle ère de réconciliation nationale, de renouveau économique et de justice sociale », simplifier les régimes d'imposition, organiser un sommet économique national et poursuivre les efforts pour améliorer les relations entre le Canada et les États-Unis ainsi que d’autres pays.

Exposé économique et financier - changements dans les instruments de la politique énergétique

Le 8 novembre, le ministre des Finances livre son premier Exposé économique et financier, qui vise à réduire le déficit fédéral de 4,2 G$ au cours de l'exercice financier 1985-1986. Afin d'atteindre cet objectif, il annonce des changements majeurs dans plusieurs programmes gouvernementaux établis de longue date ainsi que dans les mesures fiscales, notamment celles qui touchent le secteur canadien de l'énergie. Le gouvernement se veut moins interventionniste. Dans cette optique, l'Exposé économique et financier met de l'avant des mesures qui permettront de réduire les dépenses énergétiques du gouvernement fédéral, d'alléger la réglementation et d'exercer un contrôle sur la participation de la Couronne dans l'économie énergétique nationale. En ce qui a trait à la tarification, le prix du pétrole et du gaz naturel sur le marché intérieur ne seront plus dictés par un processus administratif mais par les forces du marché. Des mesures de sauvegarde seront néanmoins mises en place afin de protéger le marché contre les flambées de prix. Le gouvernement consultera les provinces et l'industrie afin d'établir un régime plus sensible à l'évolution des marchés pour les ventes intérieures de gaz naturel. Afin de réduire les dépenses fédérales dans des programmes de gestion de l'offre et de la demande d'énergie, qui se sont chiffrées 3,5 G$ en 1983-1984, plusieurs instruments stratégiques seront modifiés ou éliminés, tel que décrit dans les extraits ci-dessous. On s'attend à ce que ces mesures se traduisent par des économies de 613,4 M$ dans les seules dépenses d'EMR au cours de l'exercice financier 1985-1986. Parmi les publications qui accompagnent l'Exposé économique et financier, figurent « Une nouvelle direction pour le Canada : Un programme de renouveau économique » et la « Réévaluation des programmes et des déboursés gouvernementaux », rapport du président du Conseil du Trésor, qui fournit des détails sur les réductions et les modifications apportées aux programmes.

Changements et abandons de programmes - fin du PEN

Dans l'Exposé économique et financier du 8 novembre et dans une déclaration prononcée le lendemain par le ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources, on obtient des précisions sur les changements apportés aux programmes énergétiques et sur l'abandon de certains. La plupart de ces programmes avaient été mis en œuvre en octobre 1980, suite à l'annonce du Programme énergétique national (PEN). Le gouvernement fait part de ses intentions dans les termes suivants : 1. « Le Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), programme de subventions

en argent mis en place en 1980 pour stimuler l'exploration des régions pionnières et pour aider de manière préférentielle les entreprises appartenant à des intérêts canadiens, sera examiné de fond en comble. Nous déciderons ensuite quelles mesures d'incitation, le cas échéant, devraient remplacer le PESP. Entre-temps, les dépenses du programme en 1985-1986 seront réduites de 250 M$ par rapport au niveau de référence actuellement approuvé, soit 1,8 G$. Le gouvernement fédéral examinera également en détail le régime portant sur les terres du Canada (notamment la part du PESP fixée à 25 p. 100 à titre incitatif pour les terres de la Couronne).

2. Afin de contrebalancer la somme de 1 G$ au Compte d'indemnisation pétrolière, les frais

d'indemnisation imposés sur le pétrole ont été augmentés de 1,81 $/L départ raffinerie. Ce compte sert à subventionner les importations de pétrole brut et permet d’obtenir un prix pondéré pour le pétrole au Canada. Par suite de cette mesure, les consommateurs canadiens paieront leur pétrole au cours mondial. Une brève période d'exemption avant l'augmentation du prix a été accordée aux agriculteurs, aux pêcheurs, aux exploitants forestiers et aux exploitants miniers, qui auront droit au dégrèvement fiscal sur le carburant jusqu'à ce que les cours du pétrole soient affranchis des mécanismes de contrôle. L'industrie pétrochimique sera aussi exemptée des paiements résultant de cette augmentation de prix.

1984-28 3. Compte tenu des changements importants dans les perspectives des prix de l'énergie et de

la nécessité de recourir à des mesures d'incitation à l'investissement plus appropriées, une vaste étude de la fiscalité fédérale de l'énergie a été prévue. Des modifications ont été annoncées à l'impôt sur les revenus pétroliers. Le gouvernement fédéral a prolongé d'un an le taux réduit de l'IPR applicable aux projets intégrés de mise en valeur des sables bitumineux, et fera passer le seuil du crédit applicable aux petits producteurs de 250 000 $ à 500 000 $; cette mesure entrera en vigueur le 1er janvier 1985. Une motion de voies et moyens destinée à officialiser cette mesure a été adoptée le 8 novembre, en attendant que la loi appropriée soit adoptée au Parlement. D'importants changements seront également apportés au régime d'imposition s'appliquant à l'exploitation des sables bitumineux, afin d'accélérer la mise en valeur de cette précieuse source d'énergie.

4. Le Programme canadien de remplacement du pétrole prendra fin le 31 mars 1985; ce

changement permettra d'économiser 95 M$ en 1985-1986 (le PCRP devait normalement se terminer en décembre 1990).

5. Le taux de la contribution fédérale applicable aux subventions consenties au titre du

Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes sera réduit de 60 p. 100 à 33,3 p. 100 d'ici la fin 1984, et le programme lui-même prendra fin le 31 mars 1986. Cette mesure permettra d'économiser 84 M$ en 1985-1986.

6. Le gouvernement fédéral a reporté les nouveaux engagements pris dans le cadre du

Programme de construction des embranchements, lequel visait à faciliter l'aménagement de lignes secondaires à partir du gazoduc TQM entre Montréal et Québec (ce report permettra d'économiser 85 M$).

7. Le report des projets de prolongement du gazoduc TQM a permis d’éliminer le

Programme des services techniques dans les provinces Maritimes, lequel visait à effectuer des travaux d'ingénierie sur le tronçon maritime du gazoduc. Cette mesure a donné lieu à des économies de 8 M$.

8. Canertech, la filiale de Petro-Canada chargée d'investir dans des projets d'économies

d'énergie et de mise en valeur des sources d'énergie renouvelables, sera dissoute, et ses biens mis en vente (30,6 M$).

9. Le budget du Programme de recherche et de développement énergétiques sera réduit de

60,8 M$ en 1985-1986. 10. Les plans pour créer un institut d'électrochimie à Shawinigan, au Québec, seront

abandonnés. 11. Le budget du Programme d'initiatives pétrolières et gazières dans le Nord, qui fournit des

fonds à plusieurs ministères fédéraux pour accélérer les recherches touchant la production de gaz et de pétrole dans le Nord, sera réduit de près de 8 M$. »

Le gouvernement annonce également qu'il ne versera aucuns fonds propres à Petro-Canada en 1985. L'administration précédente avait réservé à cet effet une somme de 275 M$.

Subventions totales du PITRC et du PCRP

Dans sa déclaration du 9 novembre, le ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources fait observer que, au cours des sept ans d'existence du Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes (PITRC), 775 M$ ont été versés en subventions, à raison de 500 $ en général par habitation. Depuis son entrée en vigueur en juin 1981, le Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP) a permis d'accorder près de 500 M$ en subventions, dont la valeur unitaire allait jusqu'à 800 $. Le système de chauffage de plus de 890 000 résidences a été converti à une source d'alimentation autre que le mazout, ce qui a permis de réduire la consommation de ce combustible de 6 100 m3/j (28 400 b/j). Les activités du gouvernement à l'appui des économies d'énergie dans le secteur résidentiel se détournent maintenant des

1984-29 mesures d'incitation directes au profit de la sensibilisation des consommateurs, du soutien à l'industrie et des activités de démonstration menées en collaboration avec le secteur privé et les services publics des provinces.

Tentative du vérificateur général pour obtenir, par l'entremise de la Cour fédérale, des documents sur l'acquisition de Petrofina

En novembre, le vérificateur général annonce qu'il se tournera vers la Cour fédérale du Canada pour tenter d'obtenir l'accès aux documents fédéraux traitant de l'achat de Petrofina par Petro-Canada. Il a entamé des poursuites en juillet, après le rejet de sa demande d'accès par le gouvernement précédent. Dans son rapport annuel, déposé devant le Parlement le 12 décembre, le vérificateur général exprime l'avis que sa capacité de contrôler les dépenses du gouvernement pour le compte du Parlement est compromise en raison du refus, non seulement de Petro-Canada, mais de plusieurs autres ministères et organismes, de lui donner accès à leur information. Dans une déclaration faite à la mi-décembre, l'ancien président de Petro-Canada affirme que l'acquisition en question constituait une bonne affaire et qu'elle faisait suite à une décision stratégique visant à diversifier les activités de la pétrolière dans la raffinerie et la commercialisation. « Si on examine les solutions de rechange à l'application de cette décision, sans aucun doute l'acquisition de Fina était rentable ».

Petro-Canada retire son plan d'exploration dans la zone côtière de la C.-B.

En novembre, Petro-Canada se retire d'une enquête sur la reprise de l'exploration pétrolière et gazière au large des côtes de la Colombie-Britannique. La pétrolière pose ce geste à la suite d'une demande présentée aux entreprises intéressées et à plusieurs ministères et organismes gouvernementaux dans le cadre de l'enquête environnementale fédérale-provinciale, pour obtenir des renseignements supplémentaires sur les procédures d'exploration, les répercussions sur l'environnement et les mesures d'urgence. Petro-Canada a déjà dépensé près de 1 M$ pour préparer l'évaluation environnementale préliminaire et considère ces exigences additionnelles trop onéreuses.

Accord sur le Fonds de développement Canada-N.-É.

Le 21 novembre, le gouvernement fédéral et la Nouvelle-Écosse annoncent la signature de l'accord sur le Fonds de développement Canada-Nouvelle-Écosse et l'approbation de quatre premiers projets dans ce cadre. Le Fonds de développement est constitué d'une affectation de 200 M$ qui servira à financer des projets pour la création d'une infrastructure qui permettra de mettre en valeur les ressources pétrolières au large de la Nouvelle-Écosse. Il fait partie de l'Accord entre le Canada et la Nouvelle-Écosse sur la gestion des ressources pétrolières et gazières, signé en mars 1982. En juin 1984, le Parlement et l'assemblée législative de la Nouvelle-Écosse adoptent une loi pour confirmer ce fonds.

Gazoduc de l'île de Vancouver conditionnel à une subvention fédérale

En novembre, le ministre d'EMR demande au gouvernement de la Colombie-Britannique de préparer une nouvelle proposition concernant le financement du gazoduc de l'île de Vancouver. Cette province avait demandé au gouvernement fédéral 528 M$ sur 20 ans pour couvrir les immobilisations et les pertes d'exploitations prévues du gazoduc de 74 km qui devait relier Roberts Bank, au sud de Vancouver, à Cedar, sur l'île de Vancouver. En juillet, le gouvernement de la Colombie-Britannique approuve une proposition de la British Columbia Hydro and Power Authority visant la construction de ce gazoduc, à condition que le gouvernement fédéral garantisse une subvention répartie sur 20 ans.

Projet de pétrole lourd de Cold Lake

En novembre, Esso Ressources Canada ltée accélère la cadence des travaux dans son projet de production de pétrole lourd à Cold Lake et y injecte une somme additionnelle de 225 M$. Les deux premières phases du projet doivent être achevées à la mi-1985; deux autres phases doivent être complétées en 1986, ajoutant chacune 18 500 b/j à la capacité de production. Les six phases du projet, qui représentent une capacité de production totale de près de 56 000 b/j, doivent être achevées en 1988.

Déficit du Compte d'indemnisation pétrolière

En novembre, est publié le rapport 1983-1984 de l'Office des indemnisations pétrolières, qui rend compte d'un déficit dans le Compte d'indemnisation pétrolière (CIP) de l'ordre de 482 M$ à la fin de mars 1984. Les prévisions font état d'un déficit de 1 G$ pour la fin de l'année civile 1984. Les volumes de pétrole admissible aux paiements selon le prix de référence du nouveau pétrole (PRNP) ont augmenté au-delà des attentes. La principale cause de cette hausse, le recul du dollar canadien, de 80 ¢ au début de janvier à 74,9 ¢ à la mi-juillet, crée de graves difficultés. D'autres facteurs ont contribué au déficit, notamment le fait que le CIP occasionne un coût net, même lorsque le nouveau pétrole est substitué au pétrole importé, car l'indemnité moyenne de 10-12 $/b versée dans le cadre du programme PRNP dépasse l'indemnité à taux uniforme (6-8 $/b). Dans l'Exposé économique et financier du 8 novembre, le gouvernement fédéral a augmenté la redevance d'indemnisation pétrolière de l'équivalent de 1,8 cent/litre afin

1984-30 d'endiguer le déficit croissant du CIP et a commencé à chercher des sources de revenus pour éponger ce déficit.

Rapport de l'Institut C.D. Howe; Politique énergétique du Canada

En novembre, l'Institut C.D. Howe publie un rapport dans lequel il recommande l'adoption du cours mondial du pétrole et l'élaboration d'un nouveau programme énergétique national. Toutefois, l'Institut émet une mise en garde contre une déréglementation complète. Il explique l'échec du PEN de 1980 par le fait que ce programme reposait sur la présomption que le cours mondial du pétrole poursuivrait sa croissance. L’Institut préconise la conception d'un nouveau programme de l'énergie pour faire face aux aléas des cours mondiaux et de l'offre du pétrole. L'adoption des cours mondiaux entraînerait des rajustements dans les marchés, dans l'offre et dans les prix sans intervention administrative, car le public réduirait probablement sa consommation en réaction à la hausse des prix et utiliserait l'énergie plus efficacement. Le rapport « Canada's Energy Policy, 1985 and Beyond » (la politique énergétique du Canada en 1985 et au-delà) est accompagné de six cahiers sur les thèmes suivants : le contexte international (M.A. Adelman), la politique énergétique canadienne après 1985 - leçons du passé (L. Waverman), le partage des recettes tirées de l'énergie (B.W. Wilkinson), la gestion de l'offre et de la demande d'énergie au Canada (R.G. Wirick), le financement de la mise en valeur des ressources énergétiques en 1985 et au-delà (J. Grant) et les difficultés de la politique publique en matière d'énergie (T. Kierans).

Importation d'électricité du Canada : la meilleure solution pour les États-Unis

Lors d'une rencontre de l'Association internationale des économistes tenue en novembre à San Francisco, l'achat d’électricité du Canada est présenté comme la meilleure solution de rechange à l'expansion des installations de production d'électricité aux États-Unis, compte tenu des changements considérables qui surviennent dans l'économie énergétique de ce pays. Par suite de la hausse des tarifs d'électricité aux États-Unis, d'importantes quantités d'énergie sont pour ainsi dire « libérées » du secteur industriel grâce au recul des grands utilisateurs d'énergie que sont la métallurgie, l'aluminerie, etc. Ainsi, l'offre pléthorique d'électricité pourrait se maintenir jusqu'à la décennie suivante. À mesure qu'augmente l'accès inter-régional aux installations de transport d'électricité et de gaz naturel, il devient de plus en plus difficile pour les producteurs de définir leurs responsabilités. Comme les consommateurs ne leur donnent guère d'assurance quant à leurs achats éventuels, ils hésitent à investir les fonds nécessaires pour assurer un approvisionnement à long terme. Force est de reconnaître qu'un investissement à long terme présente des risques disproportionnés par rapport à ses avantages. Les services publics doivent chercher des solutions à ce dilemme ailleurs que dans la construction de grandes centrales électriques. À cet égard, les conférenciers concluent que l'achat d'énergie du Canada est une solution qui coule de source.

Mesures d'aide pour les projets des sables bitumineux de Suncor et de Dome Lindbergh

En décembre, le gouvernement fédéral annonce que l'impôt sur les revenus pétroliers supplémentaires (IRPS) applicable à la production de l'usine de traitement des sables bitumineux de Suncor à Fort McMurray sera aboli le 1er janvier 1985. Cette mesure vise à faciliter l'avancement du projet de 500 M$ prévu par la compagnie pour accroître sa capacité de production et améliorer ses procédés. Le projet en question permettrait d'augmenter la production de pétrole brut synthétique et de liquides extraits du gaz naturel de 6 500 b/j (1 030 m3/j) à l'usine de Syncrude. Dans le cas du projet de 300 M$ à l'usine de traitement des sables bitumineux de Dome Lindbergh, à 65 km au nord-ouest de Lloydminster, le gouvernement fédéral offre de faciliter la construction en fournissant une déduction pour épuisement gagné et un allégement fiscal dans le cadre de l'impôt sur les revenus pétroliers, en approuvant les permis d'exportation de pétrole brut éventuellement recommandés par l'Office national de l'énergie et en appliquant le prix de référence du nouveau pétrole (PRNP) à la production de l'usine. Le projet Lindbergh a une capacité nominale de 2 380 m3/j (15 000 b/j) de pétrole brut.

Société coopérative de développement énergétique (Co-Enerco)

En décembre, la société Co-Enerco annonce qu'elle a procédé à la vente publique de 1,7 million d'actions de classe A à 7 $ l'unité. L'entente entre le Canada et la Société coopérative de développement énergétique avait été signée en décembre 1981 par un groupe de coopératives et de caisses populaires (17 au total) et le gouvernement du Canada. La société Co-Enerco fondée à la suite de cette entente a pour mandat d'étudier et de mettre en valeur les ressources pétrolières et gazières et d'autres sources d'énergie, et d'aider ainsi le Canada à atteindre ses objectifs en matière de sécurité d'approvisionnement et de participation

1984-31 canadienne. Le Parlement a promulgué la Loi sur les coopératives de l'énergie le 9 juillet 1982. Co-Enerco s'était portée acquéreur des biens de la société Sabine Corporation, de Dallas, en septembre 1982 pour 103 M$. Cette entreprise de production s'était avérée assez lucrative pour Co-Enerco. Cette dernière a poursuivi ses activités d'exploration; en 1983, elle a pris part au forage de 29 puits de pétrole et de 6 puits de gaz naturel productifs. Le gouvernement fédéral avait investi 58 M$ dans cette société peu après sa création.

Programme de forage en mer

En décembre, le gouvernement fédéral annonce que le Canada participera à un programme international de forage en mer d'une durée de 9 ans, de concert avec la US National Science Foundation. Ce programme de recherche scientifique multidisciplinaire vise à rassembler de l'information sur les caractéristiques géologiques des zones océaniques profondes et des plates-formes continentales. La participation à ce programme permettrait d'obtenir des données très utiles pour la recherche extracôtière de pétrole et de gaz naturel et d'accroître les connaissances au sujet des gîtes minéraux des fonds marins. Le Canada s'engage à investir 15 M$ au cours des quatre premières années du programme. L'Allemagne, la France et le Japon annoncent également leur intention de participer au programme. Le Canada, qui possède le plus long littoral de tous les pays du monde, compte particulièrement sur cette initiative pour acquérir des renseignements géoscientifiques détaillés sur ses plates-formes continentales. Cette information sera très utile lorsque viendra le temps d'établir la limite des eaux territoriales dans les zones où la plate-forme continentale s'étend au-delà de 200 milles nautiques.

Étude du plateau continental polaire - campagne 1984

En décembre, une évaluation de la campagne 1984 de l'Étude du plateau continental polaire (EPCP) révèle que les recherches dans l'Arctique continuent de prendre de l'essor. En effet, 210 équipes scientifiques ont travaillé sur le terrain cette année; il s'agit du plus grand nombre de chercheurs enregistré depuis la création de l'EPCP, en décembre 1958. En 1984, d'importantes découvertes ont été réalisées dans le cadre des activités géophysiques, hydrographiques, biologiques et autres du programme. Les chercheurs ont trouvé, sur un cairn situé sur la côte ouest de la péninsule Brodeur, un contenant laissé par W .E. Parry en 1819. Plusieurs découvertes biologiques ont permis de confirmer que l'Arctique canadien bénéficiait autrefois d'un climat tropical et qu'il existait un pont de terre entre l'Amérique du Nord et l'Europe. L'exhumation du corps de John Torrington, un marin qui était décédé pendant l'expédition Franklin à la recherche du passage du Nord-Ouest et qui avait été enterré le 4 janvier 1846 dans le pergélisol, ainsi que des études pathologiques sur le corps parfaitement conservé, fournissent d'importants renseignements médicaux au sujet de la concentration en carcinogènes dans l'organisme des gens qui vivaient au milieu du XIXe siècle. Comme au cours des expéditions antérieures de l'EPCP, les recherches biologiques et géophysiques contribuent à l'élargissement des connaissances sur les ressources pétrolières et gazières dans l'Arctique.

Exploration pétrolière et gazière dans les terres canadiennes en 1984

Un examen mené en décembre sur les résultats du programme d'exploration pétrolière et gazière accompli en 1984 dans les terres du Canada révèle que le forage de 43 puits exploratoires a donné lieu à 11 importantes découvertes, comme suit : pétrole, 2, pétrole et gaz naturel, 3, et gaz naturel ou gaz à condensat, 6. Le programme comprenait également le forage de 10 puits de délimitation. On conclut que des forages de contrôle ultérieur devront être effectués pour déterminer le potentiel commercial des gisements explorés. Dans le delta du Mackenzie et la mer de Beaufort, 10 puits exploratoires ont mené à quatre découvertes, comme suit : pétrole, 1, pétrole et gaz naturel, 1, et gaz naturel, 2. Les autres découvertes faites en 1984 proviennent des régions extracôtières de l'Atlantique.

Capacité excédentaire en électricité - intérêt croissant dans les exportations

Bien que la demande en électricité fasse un bond en avant en 1984, le bilan dressé en décembre dévoile que le Canada continuera de bénéficier d'une capacité de production considérablement excédentaire de cette forme d'énergie, si bien que dans la plupart des provinces, sauf au Manitoba, les plans d'expansion sont mis de côté pour le moment. La construction de la centrale thermique au charbon de Hat Creek et celle de la centrale hydroélectrique du site C en C.-B. sont reportés indéfiniment. En Alberta, les travaux d'étude sur la centrale hydroélectrique de Slave River sont reportés également, tout comme les dates d'entrée en service de la centrale au charbon de Sheerness actuellement en construction. L'Ontario n'annonce aucun autre plan au-delà de la centrale nucléaire de Darlington. Cette province a arrêté le fonctionnement de plusieurs centrales alimentées au pétrole et au charbon,

1984-32 car la production excède les besoins. Hydro Québec a reporté son engagement concernant l'aménagement de nouvelles turbines dans la région de la baie James. Les efforts de mise en marché à l'exportation s'intensifient : la C.-B, le Manitoba, l'Ontario, le Québec et le Nouveau-Brunswick s'intéressent de plus en plus aux contrats à long terme d'énergie garantie, par opposition aux contrats d'énergie interruptible ou à court terme qui caractérisent la majorité des ventes à l'exportation. Pratiquement toutes les ventes proviennent de centrales construites pour approvisionner les consommateurs canadiens, compte tenu de prévisions formulées dans le milieu des années 1970 et faisant état d'une demande croissante, prévisions qui ne se sont pas concrétisées.

Situation de l'offre et de la demande de charbon canadien - importantes hausses en 1984

Les données sur l'offre et la demande de charbon pour 1984 disponibles en décembre révèlent que la production de l'année a grimpé de 27 % par rapport à 1983, pour atteindre 57 Mt. L'utilisation intérieure de charbon s'est établie à 50 Mt, en hausse de 13 %. Les exportations ont augmenté de 48 %, un record, pour s'établir à 25,2 Mt, en hausse de 27 % par rapport de 1983. Les hausses de la production et des exportations sont surtout le résultat de la première année complète d'exploitation des cinq nouvelles mines de charbon à coke en C.-B., dont les deux grandes mines situées dans le nord-est de la province. Une nouvelle mine de charbon thermique en Alberta a aussi contribué à l'augmentation de production. La hausse des importations et de la consommation intérieure de charbon, dont l'Ontario est surtout responsable, s'explique par l'arrêt de la centrale nucléaire de Pickering.

Le gaz naturel au Québec - expansion financée par les programmes fédéraux PCE, PERD et PACG

En décembre, s'achève la construction d'un gazoduc financé par le gouvernement fédéral à hauteur de 175 M$. Le nouveau tronçon de 333 km entre Grand-Mère et La Baie, au Québec, sert à relier la région du Saguenay - Lac-Saint-Jean au réseau provincial de gaz naturel. Le projet est financé dans le cadre du Programme de construction des embranchements (PCE) établi en 1982. Ce programme a permis de couvrir la totalité des coûts de l'ensemble des embranchements construits au Québec de 1982 à 1985, notamment ceux de Trois-Rivières, de Shawinigan, de Grand-Mère et de Bécancour, ainsi que celui de Sherbrooke et d’autres centres des Cantons de l'Est. À l'intérieur de ces villes, le Programme d'expansion du réseau de distribution (PERD) et le Programme d'aide à la commercialisation du gaz (PACG), tous deux financés par le gouvernement fédéral, ont aidé les distributeurs de gaz naturel à accroître leurs services.

Programme d'indemnisation relatif au transfert du pétrole canadien prolongé au 30 juin 1985

Dans une décision du gouvernement fédéral prise en décembre, le Programme d'indemnisation relatif au transfert du pétrole canadien, entré en vigueur en juillet 1982 et réévalué tous les six mois, est prolongé à nouveau pour six mois, cette fois-ci jusqu'au 30 juin 1985. De juillet 1982 à octobre 1984, le gouvernement fédéral a versé près de 97 M$ pour subventionner le transport de pétrole brut à l'est de Montréal vers les villes de Québec, de Saint John et d’Halifax, dans le cadre d'un effort global visant à utiliser pleinement le pétrole brut canadien. Depuis le lancement du programme, le recul des importations de pétrole brut a entraîné une réduction de 282 M$ des dépenses d'indemnisation.

Fermeture de l'Agence du pipe-line du Nord - aucun projet pour le pipeline de l'Alaska; sous-utilisation des tronçons préliminaires

En décembre, l'Agence du pipe-line du Nord (APN) publie son rapport pour l'exercice financier prenant fin le 31 mars 1984. L'APN, qui a été établie le 13 avril 1978, lors de la proclamation de la Loi sur le pipe-line du Nord, a pour objectif de surveiller la planification et la construction du tronçon canadien du gazoduc transalaskien qui doit servir à acheminer d'importantes réserves de gaz naturel de l'Arctique vers le Canada et les États-Unis. En plus de créer l'Agence, la Loi fournit les pouvoirs nécessaires à la mise en œuvre de l'accord du 20 septembre 1977 conclu entre les deux pays, qui régit la construction conjointe des 9 000 km (5 500 milles) du gazoduc. L'APN sert de « guichet unique » pour la presque totalité des rapports du gouvernement fédéral avec le consortium Foothills, que la Loi autorise à entreprendre le projet au Canada. En 1980, les autorités compétentes canadiennes et américaines approuvent la construction préliminaire des tronçons ouest et est (les tronçons préliminaires) du gazoduc transalaskien. Dans le rapport annuel 1983-1984 de l'APN, on lit que les tronçons préliminaires sont exploités bien en deçà de leur capacité autorisée, soit 32,1 Mpi3 (1,14 Gpi3) de gaz naturel par jour. Cette sous-utilisation s'explique par une chute considérable de la demande de gaz naturel aux États-Unis, à cause de facteurs tels que la récession économique, les programmes d'économies d'énergie, une succession d'hivers doux et la concurrence livrée par le pétrole et l'électricité résiduels, ainsi que les approvisionnements fortement excédentaires en gaz naturel de source américaine, eux-mêmes causés par la hausse

1984-33 des prix à la tête de puits. La planification du tronçon qui doit relier Prudhoe Bay, en Alaska, au tronçon préliminaire ralentit considérablement en 1983-1984, à cause des perspectives de marché défavorables et du financement insuffisant. En 1984, l'APN réduit son personnel à 15, alors qu'il avait compté jusqu'à 100 employés en 1982, et ferme ses bureaux régionaux de Vancouver et de Whitehorse, le gazoduc transalaskien ayant peu de chances de voir le jour dans un avenir rapproché.

Justification des dépenses liées à l'exploration dans les régions pionnières

Le 6 décembre, à l'occasion d'une réunion convoquée pour examiner les dépenses des programmes énergétiques, le Comité des comptes publics de la Chambre des communes demande pourquoi le gouvernement injecte autant de deniers publics dans les activités d'exploration, sous forme de paiements en vertu du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), alors que le Canada possède de vastes réserves dans les régions des gisements de sables bitumineux et de pétrole lourd. On lui répond que la quantité de pétrole découvert dans les régions traditionnelles de l'Ouest canadien diminuera par rapport au volume de pétrole utilisé au pays, le rapport entre l'offre et la demande passant de 100 % en 1970 à près de 40 % en 2000. Le coût de production et de valorisation du pétrole extrait des régions des sables bitumineux et du pétrole lourd devrait rester beaucoup plus élevé que celui du pétrole classique, même si celui-ci coûtera plus cher à extraire à mesure que les réserves s'amenuiseront. L'argent des contribuables sert à établir la rentabilité de la production des régions pionnières, par rapport aux coûts des mégaprojets que nécessite l'exploitation à grande échelle des sables bitumineux (trois fois plus élevés que les coûts d'extraction du pétrole classique). L'investissement de deniers publics dans l'exploration des régions pionnières se justifie parce qu'il est essentiel d'acquérir les connaissances qui rendront possible la prise des décisions économiquement saines sur le choix des régions (sables bitumineux ou pétrole des régions pionnières, ou les deux) où devront s'effectuer désormais les activités de mise en valeur et de production pour compenser le fléchissement de la production de pétrole classique en Alberta et en Saskatchewan.

1985-1 L'ANNÉE 1985

Négociations concernant la déréglementa-tion du prix du pétrole

Les négociations fédérales-provinciales portant sur la déréglementation du prix du pétrole se poursuivent en janvier. Afin de réserver plus de temps à ce processus, on prolonge jusqu’au 31 mars 1985 l'accord modificateur conclu le 30 juin 1983 et prolongé une première fois au 31 janvier 1985. Le gouvernement fédéral accepte, à titre provisoire, la mise en place d'un régime plus souple pour la tarification du pétrole brut exporté aux États-Unis. Ce régime, conjugué aux modifications annoncées en décembre concernant les promesses d'achat et le système d'octroi de permis de l'Office national de l'énergie relativement au pétrole brut, vise à atténuer le besoin d'arrêter la production de pétrole brut des gisements de l'Alberta et de la Saskatchewan. La nécessité de la déréglementation se fait de plus en plus sentir, en raison des distorsions engendrées par le régime de prix en vigueur au Canada. En janvier, le prix pondéré du pétrole brut léger à Montréal se situe près de 29 $/b, tandis que le prix à l'exportation s'établit à 34 $. Le prix de l'ancien pétrole classique atteint 30 $, et le prix de référence du nouveau pétrole se chiffre à 40 $, alors que le cours du marché se situe autour de 35 $/b.

Le prix du pétrole de l'OPEP chute en 1985

En janvier, l'OPEP tente toujours de défendre le prix de référence du pétrole qu'elle a fixé à 29 $US/b, tandis que la Norvège abandonne le prix officiel de son pétrole brut extrait en mer du Nord au profit d'accords négociés avec ses clients. La Norvège et la Grande-Bretagne avaient réduit leurs prix pour le pétrole de la mer du Nord en octobre 1984. De son côté, le Nigéria, un autre membre de l'OPEP, baisse son prix de manière unilatérale, forçant ainsi l'OPEP à freiner sa production afin de prévenir, en vain, la chute des cours mondiaux, marqués par de l'instabilité. À la fin janvier, les ministres de l'OPEP conviennent de réduire le prix du pétrole, de sorte que le prix maximal passe de 30,50 $ à 29,90 $. Cependant, plusieurs membres de l'OPEP refusent de se joindre à cet accord. En mai, la Norvège réduit le prix de son pétrole brut extrait de la mer du Nord de 1 $ à près de 26,50 $. La Grande-Bretagne lui emboîte le pas en juin, réduisant son prix de 1,25 $ compte tenu de la chute constante des cours sur le marché au comptant européen, où les acheteurs offrent 26,20 $. En novembre, pratiquement tous les membres de l'OPEP, au nombre de 13, vendront leur pétrole à des prix inférieurs aux niveaux officiels et en produiront à volonté. Le 10 décembre, les ministres de l'OPEP confirmeront que l'organisation a modifié sa stratégie, délaissant le maintien d'un prix fixe au profit de l'augmentation de la production, et ce pour tenter de garder le tiers d’un marché mondial désormais engorgé. Le prix pratiqué par la Grande-Bretagne pour son pétrole de la mer du Nord chute immédiatement à 22 $US/b. On s’attend à ce que le prix de référence de l'OPEP, toujours affiché à 28 $, chutera bientôt à 20 $. En juillet 1986, le prix au comptant aura chuté à moins de 10 $/b. Le prix moyen de l'OPEP pour 1986 atteindra 14 $, comparativement à 27 $ en 1985 et à 31 $ en 1980.

1985-2 Comité sénatorial permanent de l'énergie et des ressources naturelles - Enquête au sujet du PEN

En janvier, le Comité sénatorial permanent de l'énergie et des ressources naturelles reprend son enquête sur tous les aspects du Programme énergétique national (PEN), y compris son effet sur la mise en valeur des ressources énergétiques au Canada. Le comité a ouvert son enquête en janvier 1984, mais ne s'est pas réuni depuis juin. Son mandat renouvelé, le comité tiendra une série d'audiences à Ottawa et à Calgary de janvier à avril, en se concentrant sur des propositions visant de nouveaux régimes de tarification et d'imposition. Les intervenants de l'industrie s'expriment résolument en faveur d'un allégement du fardeau fiscal et réglementaire, citant comme exemple la cherté de l'Impôt sur les revenus pétroliers (IRP) et des redevances provinciales, et demandent la mise en place de mesures d'incitation au lieu des paiements du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP). Le comité fait preuve de scepticisme face à certaines revendications de l'industrie, qui prétend qu'un fardeau fiscal allégé se traduirait automatiquement par une vigueur accrue des activités pétrolières, et conclut que la plupart des intervenants ne sont pas très précis quant aux mesures qu'ils souhaitent voir intégrées dans un nouveau régime énergétique. Certains intervenants sont favorables aux programmes de réduction de la demande qui faisaient partie du PEN et expriment de l'inquiétude face à la mise en marge des programmes touchant les économies d'énergie et les énergies renouvelables, y compris les programmes de démonstration. Le Comité publiera un rapport provisoire le 21 août, après avoir tenu 34 séances de consultation et audiences auxquelles auront participé de nombreux intervenants du gouvernement, de l'industrie, du milieu universitaire et des groupes de défense de l'intérêt public. Ce rapport renferme des recommandations concernant l'industrie pétrolière et l'intérêt national. Le Comité appuie la déréglementation du prix du pétrole brut, la fixation des prix du gaz naturel en fonction du marché, l'élimination de toutes les subventions de transport, le retrait échelonné de l'IRP et du PESP, la mise en place de mesures d'incitation spéciales pour l'exploration pétrolière et la mise en valeur des ressources dans les terres du Canada, afin d'encourager la participation canadienne et le maintien des exigences concernant le taux de participation de 50 p. 100 dans les terres du Canada. Au sujet des questions d'intérêt national, le comité recommande que le gouvernement multiplie ses efforts en matière d'économies d'énergie et de remplacement du pétrole, que les activités de R-D dans le domaine des énergies de remplacement soient maintenues afin d'améliorer la position de chef de file que le Canada s'est taillé dans ce secteur, qu'un prix plancher provisoire soit maintenu pour la production des sables bitumineux et des gisements exploités par récupération tertiaire et, enfin, que des mesures de sauvegarde provisoires soient prises pour protéger les consommateurs contre toute hausse abrupte et soudaine du prix du pétrole.

Le Québec favorable à la déréglementa-tion du prix du pétrole

En janvier, le ministre de l'Énergie du Québec annonce que son gouvernement approuve la déréglementation du prix du pétrole et l'assouplissement de la tarification du gaz naturel. « Il faut mettre un terme aux politiques à tendance sociale et bureaucratique qui ont cours depuis 1973. »

Fonds renouvelables pour l'étude de l'environnement - Terres du Canada

En janvier, est publié le rapport annuel 1984 sur les fonds renouvelables pour l'étude de l'environnement – FREE (EMR) et FREE (AINC). Ce rapport traite des activités entreprises au chapitre des études environnementales et sociales depuis l’établissement de ces fonds au milieu de 1983, en vertu de l'article 49 de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada. Ces fonds ont été établis pour régler certaines questions nécessaires à la prise des décisions en matière d'exploration et de mise en valeur du pétrole dans les terres du Canada. Les fonds requis pour ce programme devaient provenir des détenteurs de titres sur ces terres, tandis que la gestion devait être assurée par le gouvernement fédéral (l'APGTC pour EMR et le Programme des affaires du Nord pour le MAINC). À la fin 1984, 18 études ont été menées sur un grand éventail de sujets, notamment les déversements de pétrole, les icebergs, l'érosion par la glace, les vagues ainsi que des questions d’ordre social. Ces études se répartissent en trois grands groupes : les études d'évaluation, les travaux en laboratoire et les études sur le terrain. Les engagements pris à la fin de 1984 représentaient un budget de 8,9 M$.

1985-3 Relations canado-américaines - Mécanisme de consultations relatives à l'énergie

En janvier, les représentants du Mécanisme de consultations relatives à l'énergie tiennent une réunion qui, comme les précédentes, couvre un large éventail de questions énergétiques d'intérêt commun. Pour le Canada, il importe d'obtenir un accès aux marchés américains et de le maintenir. Les États-Unis, pour leur part, aimeraient concilier leur prédilection pour le libre marché et l'attitude protectionniste qui domine leur scène intérieure. Les discussions portent principalement sur les échanges de pétrole brut et de produits pétroliers ainsi que sur les tendances ayant cours dans l'industrie de la raffinerie et de la pétrochimie. Dans la foulée de la libéralisation du commerce du pétrole au Canada, l'abandon des mesures de contrôle imposées sur les exportations canadiennes suscite des craintes, car l'approvisionnement des raffineries du centre du Canada en matières premières à prix compétitif est maintenant sensible aux mesures de contrôle applicables aux exportations américaines de pétrole. Afin d'apaiser ces craintes, les représentants américains conviennent d'examiner la latitude dont dispose l'administration des États-Unis au chapitre de la législation des exportations. Les deux parties acceptent de se pencher sur les difficultés qui affligent leurs industries de la raffinerie et de la pétrochimie. À l'aube d'un nouveau mandat des gouvernements fédéraux dans les deux pays, les représentants jugent souhaitable de favoriser de bons rapports bilatéraux dans le secteur de l'énergie.

Groupe de travail sur l'utilisation du charbon de l'Ouest canadien en Ontario

En janvier, est formé un groupe de travail chargé d'étudier les possibilités d'étendre l'utilisation du charbon de l'Ouest canadien en Ontario. Ce groupe sera présidé par Environnement Canada et comportera des représentants d'EMR, de Transports Canada et des ministères de l'Environnement de l'Alberta, de la Colombie-Britannique, de l'Ontario et de la Saskatchewan. Il a pour mandat de se pencher sur l'utilisation par Ontario Hydro du charbon à faible teneur en soufre de l'Ouest canadien, au lieu de charbon importé des États-Unis. Cette façon de faire pourrait ouvrir un important débouché au charbon canadien tout en offrant la possibilité de réduire fortement les émissions de gaz acides. La formation de ce groupe de travail fait suite à une étude réalisée en 1983 par le syndicat United Mine Workers of America qui décrivait les avantages, en fait d'emploi, de l'utilisation accrue en Ontario de charbon de l'Ouest canadien, et aussi par une étude Alberta-Ontario réalisée en 1984 qui portait sur le potentiel d'utilisation accrue de charbon de l'Ouest du pays en Ontario. Dès le début des années 1970, Ontario Hydro avait décidé de diversifier ses sources d’énergie en s'approvisionnant en charbon de l'Ouest canadien, plus cher, qui devait être mélangé aux charbons américains, à cause des problèmes posés par la qualité de ces charbons. Le principal obstacle à un accroissement de l'utilisation du charbon canadien est le transport sur de grandes distances, qui augmente le prix par rapport à celui du charbon américain rendu à la centrale d'Ontario Hydro à Nanticoke. Au début de 1985, ce surcoût s'élève à 21 $/t (69 $/t pour le charbon américain contre 90 $/t pour le charbon canadien). Le groupe de travail examine les solutions de rechange en matière d'approvisionnement en charbon : désulfuration des gaz de combustion (DGC), combinaison de charbon de l'Ouest à faible teneur en soufre et de produit de DGC, et charbon de l'Ouest canadien utilisé pur. Le groupe de travail achève son rapport à la fin de l'année (voir les événements de décembre).

Études de la Conférence mondiale de l'énergie

La Conférence mondiale de l'énergie (CME), une organisation internationale privée qui oeuvre à la promotion d'un échange impartial d'information et de points de vue entre spécialistes des questions énergétiques et qui favorise la mise en valeur pacifique des ressources énergétiques mondiales, maintient un programme d'études sur un large éventail de sujets liés à l'énergie. Le ministère de l'Énergie, des Mines et des Ressources, des organismes provinciaux ainsi que des entreprises privées contribuent financièrement chaque année aux activités du Comité national canadien de la CME, qui est un membre actif de cette organisation internationale. En janvier, le comité exécutif international de la Conférence mondiale de l'énergie, en réunion en Algérie, présente un aperçu des études en cours. Ces études sont représentatives des travaux de la CME. Elles comprennent plusieurs projets de la Commission de la préservation portant sur les perspectives à long terme de l'offre et de la demande d'énergie, ainsi que des études spéciales sur des sujets comme la consommation d'énergie dans les processus industriels, le rôle croissant de l'électricité dans le secteur de l'énergie, les pluies acides, la fabrication de méthanol à partir du charbon et la terminologie propre à l'énergie.

1985-4 Différend frontalier entre le Canada et Saint-Pierre et Miquelon

À l'issue d'une réunion entre le Canada et la France tenue le 10 janvier à Paris, les deux pays repartent sans avoir réglé un différend de longue date au sujet des eaux territoriales entourant les deux petites îles de Saint-Pierre et Miquelon, au large de la côte sud de Terre-Neuve. La France revendique une zone économique de 200 milles autour de ces îles. De son côté, le Canada soutient que, en vertu du droit international, ces îles ne donnent droit qu'à la zone de mer territoriale de 12 milles.

Avantages de l'énergie nucléaire pour l'Ontario

En janvier, le président d'Ontario Hydro prévoit que, d'ici la fin des années 1980 et au cours des années 1990, lorsque toutes les centrales nucléaires en construction au début des années 1980 seront en service, la province de l'Ontario épargnera 1 G$/an en remplaçant les différents types de charbon par cette source d'énergie. L'engagement pris par Ontario Hydro au cours des années 1970 en matière d'énergie nucléaire commencera alors à porter fruit, dans un cheminement justifié par des enjeux économiques énormes pour l'Ontario.

Mise à l'essai du procédé d'hydrocraquage de CANMET à la raffinerie de Petro-Canada

CANMET a mis au point le procédé d'hydrocraquage afin de valoriser le bitume et le pétrole lourd extraits des sables bitumineux de l'Ouest canadien ainsi que les sous-produits des raffineries de pétrole, pour en faire des carburants pour le transport et des combustibles pour le chauffage domestique. Le procédé en question n'est pas affecté par la concentration relativement élevée en métaux lourds de ces matières premières, et permet de transformer plus de 94 p. 100 de la matière de base en pétrole brut de synthèse. La méthode d'hydrocraquage de CANMET permet d'obtenir un rendement en distillat plus élevé que celui de toutes les autres méthodes commerciales déjà en usage. Le procédé fait appel à un additif de charbon peu coûteux qui empêche la formation de coke. En janvier 1985, 39 brevets ont déjà été déposés au Canada, aux États-Unis et dans huit autres pays. De 1980 à 1985, les deux usines pilotes des Laboratoires de recherche sur l'énergie de CANMET ont accumulé plus de 30 000 heures de service et traité des matières premières du Canada, du Venezuela et du Moyen-Orient. En octobre 1979, EMR confère à Petro-Canada, par le biais d'une licence d'utilisation, des droits exclusifs pour l'exploitation et la commercialisation du procédé d'hydrocraquage. Petro-Canada choisit à son tour une importante société d'ingénierie canadienne, Lavalin Inc., comme partenaire dans une entreprise commune, pour poursuivre la mise au point du procédé et le commercialiser. Partec Lavalin, avec la contribution de la Ralph M. Parsons Society, effectue des travaux de mise à l'échelle et de conception technique pour mettre au point une usine de démonstration d'envergure commerciale permettant de produire 5 000 b/j. Le conseil d'administration de Petro-Canada avait approuvé le projet en novembre 1981. En janvier 1982, cette société pétrolière annonçait la construction de l'usine de démonstration à sa raffinerie de Montréal. La phase de construction de l'usine d'hydrocraquage de pétrole résiduel de CANMET à cette raffinerie est inaugurée le 15 septembre 1983. En janvier 1985, on prévoit de débuter les travaux de construction avant la fin de l'année.

1985-5 Rapport sur l'énergie du Conseil économique du Canada

En janvier, après trois années d'analyse, le Conseil économique du Canada (CEC) publie un rapport de 207 pages intitulé Interconnexions : une stratégie énergétique pour demain. Ce rapport renferme 29 recommandations regroupées en quatre grands objectifs stratégiques pour le secteur du pétrole et du gaz naturel, le secteur de l'électricité, le secteur des économies d'énergie et le secteur des énergies de remplacement. L'analyse présentée porte sur l'offre et le prix du pétrole, du gaz naturel et de l'électricité, dans l'optique d'une politique énergétique du Canada dictée par la rentabilité. Le CEC propose une stratégie énergétique assortie de nouvelles règles au chapitre de la tarification et de la fiscalité. Il demande notamment au gouvernement fédéral et aux provinces d'adopter des principes clairs pour le partage des recettes et la gestion des ressources. Il soutient dans son rapport que les provinces devraient être habilitées à percevoir et à gérer les recettes excédentaires provenant de la mise en valeur de leurs ressources, mais que le gouvernement fédéral devrait avoir droit, aux termes d'une entente, à une part de ces fonds. Le CEC approuve sans réserve la déréglementation du prix du pétrole et du gaz naturel ainsi que des mécanismes fiscaux et incitatifs plus efficaces. À son avis, en laissant le prix du pétrole canadien augmenter au niveau du cours mondial, en déréglementant graduellement le prix intérieur du gaz naturel et en modifiant la fiscalité de l'énergie, il sera possible de stimuler l'exploration pétrolière et gazière ainsi que tous les projets liés à l'énergie. Dans le secteur de l'électricité, le CEC propose d'éliminer les subventions applicables aux prix intérieurs, pour le motif qu’elles mènent à la surconsommation et au gaspillage. Les capitaux sont détournés d'autres secteurs économiques au profit d'investissements à faible rendement dans le secteur de l'électricité. Les sociétés productrices d'énergie devraient graduellement mettre en place une méthode de tarification qui inciterait les consommateurs à utiliser l'électricité pendant les heures creuses. Cela contribuerait à répartir la demande plus également et réduirait le besoin d'augmenter la capacité excédentaire. Le gouvernement fédéral devrait soutenir activement l'industrie de l'énergie nucléaire afin de maintenir la technologie des réacteurs CANDU au moins pendant les cinq prochaines années. Entre-temps, une vaste enquête devrait être menée dans l'industrie afin de soupeser les avantages et les inconvénients d'un soutien au cours des années à venir.

Faiblesse persistante des cours du gaz naturel aux États-Unis malgré la déréglementa-tion

En janvier, après 30 ans d'un rigoureux contrôle exercé par le gouvernement fédéral des États-Unis, le plafond imposé sur le prix est aboli pour près de la moitié du gaz naturel de ce pays. On s'attend à ce que l'offre excédentaire de gaz naturel et la chute des cours du pétrole assurent la stabilité des prix à la consommation, avec l’aide du règlement fédéral empêchant les entreprises pipelinières de rajuster leurs prix en fonction des variations attendues du prix du gaz naturel déréglementé. Il semble donc peu probable que les exportateurs canadiens de gaz naturel puissent compter sur un revirement du marché baissier aux États-Unis

1985-6 Critique du PEN De 1981 à 1985, de nombreux ouvrages et articles critiquent le Programme énergétique national

(PEN). On condamne plus particulièrement les éléments de la politique qui semblent avoir nui à sa réussite. Les objections portent pour une bonne part sur la politique économique qui sous-tend le PEN, ou encore sur des aspects particuliers du programme, comme la part de la Couronne de 25 p. 100, vivement critiquée par l'industrie pétrolière internationale. Parmi les études fournissant une perspective plus large sur le PEN figure un ouvrage publié en janvier (mais achevé en octobre 1984) intitulé « The Politics of Energy - the Development and Implementation of the NEP » (Doern et Toner). Les auteurs estiment que le PEN est avant tout un exercice de pouvoir politique qui vise à restructurer les rapports entre le gouvernement fédéral et l'Alberta, d’une part, et l'industrie pétrolière et gazière, d’autre part. Ils évaluent le programme à la lumière de ces éléments et en fonction de ses objectifs : canadianisation, sécurité de l'approvisionnement et autosuffisance en 1990, et équité dans la répartition des richesses et le fardeau lié à la hausse des prix. Les auteurs jugent que le PEN a permis de restructurer le pouvoir politique, dans la mesure où l'industrie ne peut plus tenir pour acquis le rôle du gouvernement fédéral ni présumer que les intérêts de l'industrie sont les mêmes que ceux du gouvernement de l'Alberta. Les provinces productrices constatent également que le gouvernement fédéral peut agir de manière décisive. Les progrès réalisés en vue de la réalisation de ces trois objectifs (canadianisation, sécurité et équité dans le partage des recettes et la tarification) indiquent que le programme a obtenu un certain succès mais qu'il n'a pas vraiment répondu aux attentes, car ses objectifs se contredisaient à un moment ou à un autre et impliquaient des compromis. Il a fallu faire des concessions à court terme dans l'espoir de récolter les fruits d'une efficacité accrue à plus long terme, notamment une économie énergétique plus compétitive dans les terres du Canada et dans l'Ouest du pays. L'ouvrage livre des réflexions détaillées sur les objectifs et les conséquences du PEN. Les auteurs concluent que le programme n'était ni aussi mauvais en fait de politique que ce qu'en disaient ses détracteurs, ni aussi bon que ses principaux défenseurs politiques l'affirmaient, qu'il a été marqué par des réussites et des échecs et, enfin, que les effets de certains aspects de la politique sont impossibles à évaluer à court terme et ne seront peut-être jamais connus.

Canada LNG Corp. : proposition d'expédition de GNL au Japon

En février, la société japonaise Osaka Gas Co. résilie un contrat de vente négocié avec Canada LNG Corporation (anciennement Western LNG Project) qui prévoyait l'exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) au Japon. La firme japonaise invoque une série de retards dans l'exécution du projet. À l'origine, la proposition d'expédier du GNL au Japon avait été élaborée par Dome Petroleum, qui s'était ensuite retirée de la gestion du projet. Le 1er novembre 1984, l'Office national de l'énergie a approuvé la délivrance du permis d'exportation GL-76, préalablement détenu par Dome, à Canada LNG Corporation. Les demandes visant les installations sont regroupées en un seul projet et attribuées à Canada LNG Corp. En mars 1985, le ministre d'EMR déclarera que, bien le gouvernement fédéral souhaite voir aboutir la vente de LNG à Japan Co., il ne consentira aucune garantie financière au profit de l'usine de production de GNL proposée pour la côte ouest. En mars, les acheteurs japonais qui demeurent liés au projet indiqueront qu’ils sont encore favorables à ce projet et qu'ils sont prêts à faire autant de concessions que possible aux parties canadiennes. Toutefois, à la date butoir du 31 mars fixée à l’origine, aucune décision n'aura encore été prise au sujet de l'avenir du projet. Plus tard, en mai, le consortium restructuré de Canada LNG (Mobil Oil Canada Ltd. et Petro-Canada – 30 p. 100 de participation chacun, Nissho-Iwai Corp. of Japan – 15 p. 100, Westcoast Transmission Company – 15 p. 100, et Suncor Inc. – 10 p. 100) poursuivront jusqu'à la fin de l'année les négociations avec des clients du Japon, mais en vain. Les audiences de l'ONE au sujet du projet ont commencé à la fin de 1983, mais ont été suspendues en attendant l'issue des négociations concernant la tarification du gaz naturel et le financement du projet proposé, d'une valeur de 2,5 G$.

Expédition de pétrole brut de Bent Horn, dans l'Arctique

En février, le gouvernement fédéral annonce que Panarctic Oil Ltd a obtenu l'autorisation de commencer son projet de démonstration au champ pétrolifère de Bent Horn. Il s'agit du premier acheminement maritime de pétrole brut du Haut-Arctique vers les marchés du Sud. En août, Panarctic expédiera à bord du navire Arctic son premier lot de pétrole brut extrait du gisement de Bent Horn, dans l'île Cameron. La cargaison arrivera à Montréal le 10 septembre. Panarctic espère que cette première expédition de 16 000 m3 (1 100 000 b) ouvrira la voie à un approvisionnement continu en pétrole de l'Arctique et que le volume suffira à remplacer toutes les importations de pétrole brut léger.

1985-7 Les difficultés d'endettement de Dome

En février, après trois ans au bord de la faillite, Dome Petroleum Ltd signe une entente avec ses créanciers pour annuler une disposition l’obligeant à réunir 350 M$ sur le marché public dans le cadre du plan global de restructuration de sa dette. Toutefois, Dome demeure vulnérable au resserrement de son crédit en cas de hausse des taux d'intérêt, la majorité de ses emprunts étant encore assortis de taux flottants. La compagnie est également vulnérable à l'affaissement des cours du pétrole. En avril, Dome dépose des documents devant les organismes de réglementation pour faire une émission publique d'actions pour une valeur de 100 M$, conformément à une des dispositions de l'entente signée avec ses créanciers, qui ont convenu de rééchelonner la dette de 5,2 G$. Comme les difficultés d'endettement de Dome persistent, ses créanciers seront en mesure d'intenter une poursuite le 15 février 1987 pour contraindre Dome à déclarer faillite, mais le dossier ne sera toujours pas résolu à la fin de 1987.

Différend entre Québec et Terre-Neuve au sujet de l'énergie produite à Churchill Falls.

En février, la Cour d'appel du Québec statue que le rapatriement de puissance en sus de la limite de 300 MW précisée dans le contrat de 1969 entre Québec et Terre-Neuve équivaudrait à résilier le contrat et serait par conséquent illégal. Le contrat prévoit le rapatriement de 300 MW seulement, mais Terre-Neuve souhaite garder au moins 800 MW de plus. Plus tard dans l'année, le 28 octobre, la Cour suprême de Terre-Neuve rendra également une décision favorable au Québec. En 1976, Terre-Neuve avait demandé 800 MW de la centrale de Churchill Falls et avait intenté une poursuite en septembre de la même année devant la Cour suprême de cette même province. La province de Québec avait elle-même intenté des procédures en 1977.

Entente Canada-Nouvelle-Écosse sur la gestion des ressources pétrolières situées au large des côtes - l'Accord atlantique

Suite à l'accord de principe signé le 14 juin 1984 entre M. Brian Mulroney, alors chef de l'opposition, et M. Brian Peckford, premier ministre de Terre-Neuve, et dans la foulée de l'élection du gouvernement progressiste-conservateur de M. Mulroney le 4 septembre 1984, les ministres de l'Énergie du Canada et de Terre-Neuve entament des négociations pour mettre la dernière main à un accord entre le gouvernement du Canada et le gouvernement de Terre-Neuve et du Labrador sur la gestion conjointe des ressources pétrolières et gazières situées au large des côtes, ainsi que sur le partage des recettes. Ces négociations s'achèvent le 11 février 1985, date de signature de l'Accord atlantique. Pendant l’année suivante la conclusion de cet accord, les deux gouvernements entreprendront de déposer les lois requises au Parlement et à l’assemblée législative de Terre-Neuve, afin de mettre en œuvre les dispositions essentielles de l'Accord. Aux termes de cet Accord, les deux gouvernements partagent la responsabilité de gérer l'exploration, la mise en valeur et la production des ressources extracôtières par l'entremise de l'Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers (trois membres de chaque partie et une présidence neutre). Cet Office est chargé des fonctions et de la gestion de l'APGTC et de la Newfoundland and Labrador Petroleum Directorate (NLPD) pour les ressources extracôtières de Terre-Neuve et du Labrador. Le ministre d'EMR a un droit de veto sur les décisions fondamentales et révisables sur lesquelles les membres de l’Office ne parviennent pas à s'entendre. Jusqu'à ce que le Canada parvienne à l'autosuffisance et à la sécurité d'approvisionnement (ou s’il perd ces avantages), les décisions sur la cadence et les modalités des activités d'exploration et de production devront être approuvées par le ministre fédéral. Une fois que l'autosuffisance sera atteinte, le ministre provincial aura la primauté sur les décisions. La province sera responsable de toutes les décisions portant sur le mode de mise en valeur, pourvu que ces décisions ne retardent pas inutilement la réalisation de l’autosuffisance et de la sécurité d'approvisionnement. L'Accord confère à Terre-Neuve le droit de fixer et de percevoir des redevances et d'autres revenus et taxes qui relèvent de la compétence des provinces, comme si les ressources se trouvaient sur la terre ferme. De plus, la province doit recevoir des paiements de péréquation sur une période de 14 ans après le commencement de la production. Un fonds de développement de 300 M$ (75 p. 100 fédéral, 25 p. 100 provincial) doit être établi pour permettre la mise en place de l'infrastructure nécessaire à la mise en valeur et à l'exploitation des ressources extracôtières. Une disposition prévoit l'enchâssement de l'Accord dans la Constitution avec l'accord des provinces.

1985-8 Historique de l'Accord atlantique

L'Accord atlantique signé le 11 février par le gouvernement fédéral et Terre-Neuve, marque l'aboutissement de nombreuses années d'exploration au large de cette province et le fruit des efforts intenses déployés par le précédent gouvernement fédéral dans les années 1970 et au début des années 1980 pour parvenir à une entente avec Terre-Neuve au sujet des droits extracôtiers. L'exploration pétrolière et gazière a débuté en 1964 au large de Terre-Neuve et du Labrador. En 1979, les prospecteurs faisaient une première grande découverte de pétrole au puits Hibernia P-15, à 165 milles nautiques (300 km) au sud-est de St. John's. Le 42e puits creusé sur les Grands Bancs, immatriculé Hibernia P-15, pouvait rendre théoriquement 20 000 b/j de pétrole de haute qualité. Après cette découverte, on a creusé 17 nouveaux puits de prospection jusqu'en 1985, dont neuf ont donné lieu à d'autres importantes découvertes. Les 45 ententes d'exploration en vigueur dans la région de Terre-Neuve et du Labrador représentent alors 26 millions d'hectares. Le programme de forage est évalué à 2,8 G$ pour la période de 1982 à 1990.

Buts de l'Accord atlantique

Les objectifs de l'Accord atlantique signé le 11 février par le gouvernement du Canada et le gouvernement de Terre-Neuve sont énoncés en ces termes :

« assurer la mise en valeur des ressources pétrolières et gazières situées au large de Terre-Neuve dans l'intérêt du Canada tout entier et de Terre-Neuve et du Labrador en particulier; protéger, préserver et promouvoir la réalisation de l’autosuffisance nationale et de la sécurité de l'approvisionnement du Canada; reconnaître le droit de Terre-Neuve et du Labrador d'être le principal bénéficiaire des ressources pétrolières et gazières situées au large de ses côtes, tout en conciliant la nécessité de conserver le pays fort et uni; reconnaître l'égalité des deux gouvernements dans la gestion des ressources, et garantir que le rythme et les modalités de la mise en valeur de ces ressources optimisent les avantages sociaux et économiques qui profiteront à l'ensemble des Canadiens, en particulier à Terre-Neuve et au Labrador; faire en sorte que le gouvernement de Terre-Neuve et du Labrador établisse et perçoive les recettes tirées des ressources comme si ces dernières se trouvaient sur terre, dans la province; prévoir un régime de gestion stable et équitable pour l'industrie; prévoir des dispositions stables et permanentes pour la gestion des régions sous-marines adjacentes à Terre-Neuve en incorporant les dispositions pertinentes du présent accord dans la législation du Parlement du Canada et de l'Assemblée législative de Terre-Neuve et du Labrador et en faisant en sorte que le présent accord ne puisse être modifié que par le consentement mutuel des deux gouvernements; promouvoir, dans le système de gestion conjointe, dans la mesure où cela s'avérera approprié, la compatibilité avec les régimes de gestion établis pour d'autres régions extracôtières du Canada. »

1985-9 Centre canadien de télédétection - à l'appui des programmes énergétiques

La technologie de la télédétection sert à un large éventail d'applications, de sorte que bon nombre des activités du Centre canadien de télédétection (CCT) contribuent indirectement à la réussite des programmes énergétiques dans les secteurs public et privé. L'application la plus évidente est l'utilisation d'imagerie radar pour surveiller les glaces et les océans, activité considérée essentielle pour limiter les risques liés à la navigation dans les eaux arctiques. En raison de la grande variété des ressources requises pour mener des expériences fructueuses dans les zones extracôtières, la plupart des projets connexes sont exécutés en étroite collaboration avec d'autres organismes publics. Le CCT pilote un vaste programme interministériel visant à mettre en orbite le satellite canadien Radarsat, dont la mission première est de fournir de l'information sur les glaces à l'appui du transport maritime dans l'Arctique et au large de la côte atlantique. Radarsat transporte à son bord un radar à synthèse d'ouverture qui produit des images à haute résolution des glaces maritimes et des océans, indépendamment des conditions météorologiques. Chaque jour, le radar relève des images des couloirs de navigation situés dans la mer de Beaufort, le passage du Nord-Ouest, le détroit de Lancaster, la baie de Baffin et la mer du Labrador. La glace maritime, les icebergs, la forme des vagues et jusqu'aux navires sont visibles sur ces images, ce qui permet aux commandants de bord d'établir une stratégie globale pour parvenir à destination et se tenir au fait des conditions locales. Radarsat est également muni d'un diffusiomètre à hyperfréquences qui mesure la vitesse du vent à la surface des océans. Un imageur optique assez semblable à celui dont sont munis les satellites de la série Landsat sert surtout pour les applications terrestres. En février, le programme Radarsat en est à la phase B, durant laquelle on achève la conception détaillée des capteurs et du satellite, on précise le coût du programme entier et on assemble des prototypes de sous-systèmes à haut risque. Le lancement de Radarsat est prévu pour la fin de 1990. La principale source de données de télédétection du Canada est jusqu'à maintenant l'imagerie optique obtenue par les satellites Landsat. Même si ces données sont surtout utiles en agriculture et en foresterie, les systèmes et les méthodes désormais en place servent à une grande variété d'applications de cartographie qui forment l’élément essentiel des programmes d'exploration et de mise en valeur des ressources énergétiques.

Rapport de Ernst & Whinney sur l'acquisition de Petrofina par Petro-Canada

En mars, le gouvernement fédéral publie un rapport préparé par le cabinet comptable Ernst & Whinney, de Toronto, sur l'achat en 1981 de Petrofina Canada Inc. par Petro-Canada. Dans ses principales conclusions, Ernst & Whinney rapporte que le prix payé pour Petrofina par Petro-Canada, bien que supérieur à la valeur marchande de cette société, est équitable en raison des avantages spéciaux dont Petro-Canada devrait bénéficier, que la prime payée pour les actions de Petrofina est comparable à celles payées dans des situations comparables au sein du secteur privé, que les étapes du processus d'acquisition sont conformes aux pratiques commerciales reconnues, à l'exception de l'absence d'enquête approfondie, mais que Petro-Canada a obtenu la garantie qu'aucun changement matériel négatif n'est survenu dans l'actif net de Petrofina entre décembre 1979 et la date de l'opération commerciale. Faute d'information pertinente, les auteurs du rapport n'ont pas été en mesure de déterminer si la valeur établie lors de l'évaluation préalable représentait une juste valeur du marché. Les évaluations internes menées après l'acquisition n'étaient pas complètes et n'ont pas été menées selon la méthode la plus appropriée pour déterminer la juste valeur marchande. Lors de son évaluation préalable, Petro-Canada a pris en considération la situation économique, elle en a eu pour son argent en achetant Petrofina et elle a tenu compte des futurs investissements nécessaires. Les auteurs concluent encore que Petro-Canada ne tirera pas d'avantages économiques du traitement comptable des frais d'intérêt découlant du financement de transition, en supposant que la valeur actualisée des épargnes futures en impôts liés à ces frais d'intérêt soit négligeable. Le ministre d'EMR met ce rapport à la disposition du Comité permanent des comptes publics de la Chambre des communes et du vérificateur général.

1985-10 Rapport annuel de Petro-Canada pour 1984

En mars, Petro-Canada publie son rapport annuel pour l'année 1984, qui fait état de recettes de 4,9 G$, les plus élevées depuis neuf ans, en hausse de 20 p. 100 par rapport à 1983. Les fonds autogénérés dépassent pour la première fois le milliard de dollars. Les fonds disponibles pour le réinvestissement et la réduction de la dette atteignent aussi un nouveau record en s'établissant à 911 M$, en hausse de 38 p. 100 par rapport à 1983. Bien que la production de pétrole ait atteint le plus haut niveau de toute l'histoire de Petro-Canada, les réserves de pétrole classique passent de 45 Mm3 en 1983 à 48,4 Mm3 (307 Mb) en 1984. Les trois quarts des 734 M$ consacrés à l'exploration sont dépensés dans les régions pionnières.

Fin du Programme des véhicules au propane

Le Programme de subventions pour les véhicules au propane prend fin le 31 mars 1985. Il avait été lancé en juin 1981, lorsqu'on ne comptait que 2 000 véhicules alimentés au propane. Au milieu de 1985, plus de 100 000 véhicules utilisent ce carburant, alors que l'objectif du programme était de convertir 90 000 véhicules. Des contributions imposables de 400 $ par véhicule ont été versées pour aider à couvrir les frais de conversion au propane. Un autre programme destiné au parc automobile du gouvernement fédéral a financé la conversion de 5 000 véhicules. Dans le cadre du Programme de subventions pour les véhicules au propane, le gouvernement fédéral a versé pour près de 25 M$ de subventions.

Commission d'énergie du Nord canadien

En mars, le Comité du Cabinet chargé du développement social accepte que le ministre des Affaires indiennes et du Nord engage des pourparlers en vue du transfert de la Commission d'énergie du Nord canadien, une société de la Couronne, aux gouvernements des territoires ou à des intérêts privés. Ce dossier ne sera toujours pas réglé à la fin de l'année.

Fin du Programme canadien de remplacement du pétrole

Le Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP) prend fin le 21 mars 1985. Ce programme lancé en juin 1981 visait à réduire la part du pétrole à 10 p. 100 de la consommation d'énergie totale dans les secteurs résidentiel et commercial, au plus tard en 1990. Le programme prévoyait le paiement de subventions imposables représentant jusqu'à 50 p. 100 des frais admissibles, jusqu'à concurrence de 800 $ (et de 5 500 $ pour les immeuble à logements multiples), afin d'aider à couvrir le coût de la conversion des systèmes de chauffage au mazout à des systèmes utilisant le gaz naturel, l'électricité, le propane et des sources d'énergie renouvelables. Les subventions accordées de juin 1981 à mars 1985 totalisent 600 M$. Le 8 novembre 1984, lorsque le ministre des Finances a annoncé l'élimination de ce programme, il a indiqué que le gouvernement économiserait 95 M$ en 1985-1986. Les subventions accordées au titre du PCRP ont permis d'effectuer des conversions et de faire des économies d'énergie dans plus de 900 000 unités d'habitation. Parmi tous les logements ayant bénéficié des subventions du PCRP, 41 p. 100 ont été convertis au chauffage électrique, 35 p. 100 au gaz naturel et 20 p. 100 au bois. Dans les 4 p. 100 qui restent, on a installé des systèmes à propane et à d'autres sources d'énergie et procédé à des mesures d'économies d'énergie. Le volume de pétrole épargné grâce à ce programme est évalué à 6 680 m3 (42 000 b) par jour.

1985-11 L'Accord de l'Ouest réunit le gouvernement fédéral et les provinces productrices autour d'une politique globale en matière de pétrole et de gaz naturel

Le 27 mars, les ministres de l'Énergie concernés jettent les bases de l'Accord de l'Ouest conclu entre le gouvernement du Canada et les gouvernements de l'Alberta, de la Saskatchewan et de la Colombie-Britannique, et en font l'annonce dès le lendemain à la Chambre des communes. Les quatre gouvernements s'entendent sur la nécessité de modifier le régime de taxes et de prix afin de stimuler l'investissement et la création d'emplois dans le secteur de l'énergie, et afin d'accroître la sécurité énergétique. Ils conviennent également que la meilleure façon d'atteindre ces objectifs est d’adopter un régime de prix sensibles aux fluctuations du marché tant pour le pétrole que pour le gaz naturel, et encadré par un système fiscal axé sur l'imposition des bénéfices. À cette fin, les quatre gouvernements conviennent d'adopter un nouveau régime qui pourvoit à la déréglementation des prix du pétrole brut et à l'établissement d'un prix du gaz naturel sensible aux fluctuations au Canada, et qui applique de nouveaux principes d'imposition. L’entrée en vigueur de la déréglementation du prix du pétrole est prévue pour le 1er juin 1985, et le passage au nouveau régime de tarification du gaz naturel canadien doit débuter le 1er novembre 1985. L'élimination complète de l'Impôt sur les revenus pétroliers (IRP) est prévue pour janvier 1989. Quant au Programme d'encouragement du secteur pétrolier, il sera aboli dans un an, avec maintien des droits acquis pour les ententes d'exploration déjà en vigueur. L'IRP ne sera pas appliquée au pétrole, au gaz naturel et aux liquides extraits du gaz naturel produits à partir du 1er avril 1985. L'Accord de l'Ouest prévoit d'éliminer le plus tôt possible la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (y compris le prélèvement sur l'exportation du gaz naturel), l'Impôt sur les revenus pétroliers supplémentaires, le Prélèvement spécial de canadianisation, la Redevance d'exportation sur le pétrole brut et de la Redevance d'indemnisation pétrolière.

Réactions à l'Accord de l'Ouest

L'annonce de l'Accord de l'Ouest suscite, en avril et dans les mois suivants, des commentaires très favorables au sein de l'industrie pétrolière et gazière et dans les provinces productrices. L'industrie s'attend à ce que la déréglementation des prix et l'élimination des taxes sur la production contribuent à intensifier les activités d'exploration et de mise en valeur et à accroître l'investissement dans le secteur. Les milieux financiers réagissent également très bien, et considèrent que l'Accord de l'Ouest annonce une nouvelle ère de prospérité pour l'industrie pétrolière canadienne. Certains pensent qu’en mettant l'accent sur le réinvestissement et l'imposition des bénéfices plutôt que sur le produit brut, on va améliorer la probabilité d'une nouvelle période de croissance. Les analystes conviennent que la déréglementation des prix du pétrole aura pour effet d'exposer l'industrie canadienne à la volatilité des cours mondiaux du pétrole, mais ils estiment que les prix resteront stables à moyen terme. On s'attend à ce que les principaux bénéficiaires de l'Accord soient les producteurs d'« ancien pétrole » de l'Ouest canadien et les compagnies qui se voyaient imposer un IRP disproportionné par rapport à leur trésorerie et à leurs recettes. Le gouvernement de l'Ontario, le Conseil économique du Canada et d'autres se demandent si l'industrie pétrolière réinvestira dans la mise en valeur des ressources. Certains craignent en outre que l'élimination des taxes imposées à l'industrie pétrolière n'engendre une hausse du déficit fédéral, à moins que le gouvernement n'augmente les taxes sur l'essence ou sur d'autres produits (la taxe d'accise sur l'essence sera augmentée dans le budget du 23 mai). Certains critiques de l'Accord de l'Ouest jugent que l'objectif de la canadianisation a été mis de côté.

Accord de l'Ouest : mesures de compensation de l'IRP

Le 30 avril, le ministre d'EMR et le ministre des Finances communiquent de l'information au sujet des dispositions de l'Accord de l'Ouest concernant les mesures de compensation de l'Impôt sur les revenus pétroliers (IRP). Les entreprises dont les revenus sont trop faibles pour tirer pleinement parti des déductions d'impôt sont autorisées à défalquer une partie de certaines déductions non utilisées des sommes payables au titre de l'IRP. Par conséquent, les déductions non utilisées pour des frais d'exploration et de mise en valeur engagés après le 31 mars 1985 pourraient servir à réduire les revenus de production assujettis à l'IRP jusqu'à l'expiration du programme, en 1989.

1985-12 Accord de l'Ouest : protection des intérêts canadiens dans l'éventualité de perturbations du marché international du pétrole

Le paragraphe I(9) de l'Accord de l'Ouest suscite beaucoup de commentaires en avril. « Si des perturbations du marché international du pétrole entraînent de fortes modifications des prix du brut et peuvent éventuellement avoir des incidences négatives au Canada, le gouvernement fédéral, après consultation avec les gouvernements provinciaux, prendra les mesures appropriées pour protéger les intérêts des Canadiens. » Dans le contexte de cette disposition, une analyse des mesures prises dans le passé par d'autres pays membres de l'OCDE afin de contrer les effets économiques négatifs de l'instabilité des prix du pétrole démontre que certains pays ont maintenu un régime de prix déréglementés pendant les situations normales, mais qu'ils ont gardé, par précaution, une tarification ou des mesures fiscales particulières pour les cas d'urgence. Le Japon, la Suisse, les Pays-Bas et la Suède constituent des exemples de pays ayant adopté cette approche. D'autres pays, comme le Danemark et l'Italie, maintiennent en permanence un régime de gestion des prix auquel ils ont recours, tantôt avec modération, par la simple observation de l'évolution des marchés, tantôt de manière plus vigoureuse, par une réglementation fondée sur les coûts. Un troisième groupe de pays, dont font partie les États-Unis, la Grande-Bretagne et l'Allemagne de l'Ouest, s'abstient de réglementer directement les prix, mais compte plutôt sur des mesures fiscales avant, pendant et après une crise des prix, afin d'en contrer les effets macroéconomiques et sociaux.

Prévision des prix du pétrole - la période de prophétie

Suite aux changements apportés à la politique pétrolière et gazière dans les premiers mois de 1985, les tendances et les attentes liées au prix du pétrole sur la scène internationale suscitent un vif intérêt au Canada. En avril, et depuis plusieurs mois, on assiste à la publication de nombreuses prévisions, la plupart faisant état de pressions baissières sur les prix du pétrole au cours des deux ou trois prochaines années, sans raffermissement des marchés et des prix avant le début des années 1990. Depuis le début des années 1970, les cours du pétrole sont graduellement devenus plus volatils et plus difficiles à prévoir. Par conséquent, les analystes des marchés tentent de trouver des moyens d'élaborer des prévisions, encore essentielles à la planification, tout en tâchant d'être prêts à réagir à des conjonctures pouvant aller à l'encontre des tendances de fond. Il devient de plus en plus évident que les prévisions devraient reposer sur des scénarios qui envisagent plusieurs lignes d'action, selon la conjoncture économique. Dans une étude réalisée en décembre 1984 par Cambridge Energy Research Associates et Arthur Anderson & Co. et intitulée « The Future of Oil Prices: The Perils of Prophecy » (l'avenir des prix du pétrole et les risques de la prophétie), les auteurs concluent que « à défaut de pouvoir prédire l'avenir, les entreprises peuvent formuler des plans et se préparer en conséquence, de manière à transformer les incertitudes en occasions favorables ». Dans ce rapport, on peut lire ce qui suit :

« Les coûts résultant d'une prévision erronée de l'évolution des prix du pétrole à long terme se sont avérés exorbitants au cours des dernières années, tant pour les entreprises que pour les pays. Nous estimons qu'en 1980-1981 uniquement, environ un demi-billion de dollars ont été investis dans le monde sur la foi de la hausse prévue des cours du pétrole jusqu'à la fin du siècle. Une partie de cet investissement demeure hautement viable au regard des attentes d'aujourd'hui, qui sont fondamentalement différentes. Néanmoins, une part considérable de cet investissement sera le résultat d'une des plus graves erreurs commerciales jamais commises. Les risques de la prophétie se manifestent déjà : difficultés rencontrées actuellement par les industries des services liés au pétrole et au gaz naturel à travers le monde, nombre croissant de prêts non productifs en Amérique du Nord, lesquels ont provoqué ou menacé de provoquer l'effondrement des grands établissements financiers, et, enfin, dette massive accumulée par les pays exportateurs de pétrole. »

Les auteurs prévoient que, à longue échéance, le marché du pétrole restera vulnérable aux aléas politiques. En avril 1985, le journal Oil and Energy Trends conclut que « la diversité des projections est une bonne nouvelle, car l'unanimité qui caractérisait les prévisions auparavant augmentait le risque que toutes soient fausses, alors que si les prévisions divergent, au moins on verra que certains des experts ne s'étaient pas trompés ». Parmi toutes les projections formulées en avril, un petit nombre vise juste en prédisant l'affaissement du cours mondial du pétrole à 10 $, ce qui arrivera effectivement au milieu de 1986.

1985-13 Relations canado-américaines au sujet du gaz naturel dans une période de changement

Dans une communication présentée à un colloque sur les relations gouvernementales que la American Gas Association tient à Washington en avril, EMR examine la question de la gestion des changements amorcés en 1984 dans les rapports entre le Canada et les États-Unis au sujet du gaz naturel. Les auteurs de cette communication concluent qu'une nouvelle ère a débuté le 1er novembre 1984 pour l'exportation du gaz naturel canadien. À cette date-là, en effet, le gouvernement canadien a annoncé qu'il avait approuvé des modifications aux permis d'exportation, pour tenir compte des ententes librement négociées entre des entreprises privées au sujet du gaz naturel. Ces changements contribuent à désamorcer dans les deux pays un malaise trouvant sa source dans la tarification du gaz naturel exporté. En avril, on prévoit qu'il faudra apporter d'autres changements, au chapitre, par exemple, du prix « plancher » des exportations de gaz naturel canadien ou du tarif des pipelines américains, en raison de la nécessité de fournir un cadre flexible qui tienne compte des réalités politiques et commerciales des deux pays. Au cours des mois précédents, l'industrie canadienne du gaz naturel a clairement montré sa capacité de réagir aux changements survenant dans les marchés, les politiques et la réglementation. Les deux pays, qui doivent s'adapter à une évolution majeure des marchés et des prix du gaz naturel, traversent une période d'effervescence qui pourrait fournir la matière d'une étude de cas sur la gestion du changement dans le secteur public comme dans le secteur privé.

Rapport annuel de l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada

Le 2 avril, l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC) dépose son troisième rapport annuel au Parlement, dans lequel elle rend compte des activités pétrolières et gazières qu'elle a accomplies en 1984 dans les terres du Canada. En 1984, elle a négocié 47 ententes d'exploration, ce qui porte à 167 le nombre total d'ententes signées en vertu de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada. Les 47 ententes prévoient le forage de 48 puits d'exploration au cours des cinq années suivantes, à un coût évalué à 1,6 G$. Les estimations des ressources pétrolières et gazières découvertes dans les terres du Canada font état de 409 Mm3 (2,6 milliards de barils) de pétrole, et de 959 Gpi3 (33 Tpi3) de gaz naturel.

Enquête au sujet de la plate-forme de forage Ocean Ranger

Les recommandations de la Commission royale sur le désastre marin de l’Ocean Ranger sont déposées au Parlement le 18 avril. À la même date, EMR publie un rapport d'analyse des réponses aux recommandations formulées par la Commission royale; ce document fournit des précisions sur les mesures prises par les organismes et les secteurs de l'industrie pour améliorer la sécurité des activités de forage en mer. Les entreprises ont déjà pris des mesures pour donner suite à 55 des 66 recommandations, afin d'améliorer la sécurité sur les plates-formes.

Programme des conventions de recherche d'EMR

Le 6 mai, EMR annonce des subventions de recherches totalisant 1,4 M$ pour 1985-1986 dans le cadre de son Programme des conventions de recherche. Ce programme annuel, qui existe depuis le milieu des années 1970, sert à financer des travaux en sciences naturelles, physiques et sociales et en ingénierie effectués dans les centres de recherches partout au Canada. Les fonds accessibles dans le cadre du programme sont accordés en fonction des priorités établies par le Ministère dans les secteurs où les recherches sont les plus pressantes. Les fonds réservés pour 1985-1986 sont ventilés comme suit : 47 p. 100 pour les études en sciences de la Terre, 31 p. 100 pour les recherches dans le domaine de l'énergie et 22 p. 100 pour la recherche sur les minéraux.

Fonds du patrimoine du Manitoba

En mai, le gouvernement du Manitoba annonce la constitution d'un fonds de fiducie du patrimoine destiné à affecter une part des bénéfices tirés des exportations d'électricité au développement économique et social de cette province.

Oléoduc de Norman Wells

Le 16 mai, l'inauguration officielle de l'oléoduc de Norman Wells marque l'achèvement du tronçon de 870 km reliant cette ville à Zama, dans le nord de l'Alberta, ainsi que l'expansion du gisement de pétrole de Norman Wells. Ce gisement, dont la découverte remonte à 1921, a été exploité à petite échelle pour les besoins locaux jusqu'au début des années 1980, après quoi des travaux de développement ont été entrepris pour acheminer le pétrole vers les marchés du sud du Canada. Les dépenses engagées par Esso Ressources Canada ltée et Interprovincial Pipe Line Ltd. dans le gisement de pétrole et l'oléoduc s'élèvent à 895 M$.

1985-14 Énoncé des incidences environne-mentales du champ pétrolifère Hibernia

Le 15 mai, Mobil Oil Canada Limited présente son énoncé des incidences environnementales (EIE) à l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada(APGTC) et à la Newfoundland and Labrador Petroleum Directorate. Après l'avoir jugé acceptable aux fins d'examen public, l'APGTC et la NLPD confient l'EIE à la Commission fédérale-provinciale d'évaluation environnementale du projet Hibernia. Cette commission, établie par les deux ordres de gouvernement en novembre 1984, a pour mandat d'examiner l'EIE et de formuler des recommandations au sujet des aspects environnementaux et socio-économiques du projet proposé. La Commission s'est donnée jusqu'au 31 décembre 1985 pour présenter ses recommandations sur l'acceptabilité environnementale du projet Hibernia aux ministres fédéral et provincial de l'Énergie et de l'Environnement ainsi qu'à l'Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers. Dans son EIE, Mobil présente une analyse de tous les aspects des deux options de production et conclut que le système de production flottant coûtera 5 475 M$, comparativement à 4 770 M$ pour le système de production fixe. Les deux systèmes emploieraient près de 24 000 années-personnes de 1986 à 1996. Après avoir examiné en détail les questions environnementales et sociales, Mobil a conclu que, globalement, le projet de mise en valeur du champ de pétrole Hibernia pourrait être lancé sans danger pour l'environnement, et que tous les risques connus pourraient être maîtrisés. Le puits de découverte Hibernia P-15, foré en septembre 1979, produit un pétrole de bonne qualité (31-35°API) à un débit allant jusqu'à 592 m3/j (3 725 b/j). On apprendra plus tard que ce puits avait une capacité de production de 20 000 b/j, soit le rendement le plus élevé jamais enregistré au Canada à l'époque.

Initiative nationale en matière d'économies d'énergie et d'énergies de remplacement - élimination des programmes PCRP, PITRC, ERIF, PNVRE, PACI et PIEEA

En mai, le gouvernement fédéral annonce l'Initiative nationale en matière d'économies d'énergie et d'énergies de remplacement, qui prévoit une aide aux économies d'énergie dans le secteur résidentiel. Elle remplace, à des niveaux de financement inférieurs, le Programme canadien de remplacement du pétrole (PCRP), que le gouvernement a déjà supprimé, le Programme d'isolation thermique des résidences canadiennes (PITRC), qui est en voie d'être éliminé. De l'aide est également prévue pour les carburants de remplacement et pour d'autres sources d'énergie, comme la biomasse et l'énergie solaire. Le gouvernement continuera à financer des initiatives comme le Programme de la maison à haut rendement énergétique R-2000 et l'utilisation de gaz naturel comme carburant automobile. En plus du PCRP et du PITRC, de grands programmes de subventions sont éliminés, notamment le Programme canadien de vérification du rendement énergétique (PCVRE), le Programme d'aide à la conversion industrielle (PACI) et le Programme d'investissement au profit des économies d'énergie dans les provinces de l'Atlantique (PIEEA). Toutes les nouvelles initiatives relatives aux économies d'énergie et aux énergies renouvelables doivent avoir pour objectif général de privilégier les mesures qui présentent un bon rapport coût-efficacité, ce qui écarte la possibilité de subventions. En juin, le gouvernement fédéral annonce qu'aucune autre demande ne sera acceptée au titre du Programme de l'énergie renouvelable dans l'industrie forestière (ERIF). Ce programme avait financé des projets à hauteur de 86 M$ depuis sa création en 1978. Les projets en question devaient engendrer des investissements privés d'une valeur de 540 M$ en biens et services canadiens. À l'avenir, on mettra l'accent sur les programmes d'aide aux activités de recherche, de développement et de démonstration à frais partagés, afin de favoriser la mise au point de nouveaux produits et de nouvelles technologies et d'en accroître la demande. On estime que les initiatives lancées dans le cadre du programme ERIF ont permis d'économiser quelque 1,4 Mm3 d'équivalent pétrole par année (24 000 b/j).

1985-15 Budget fédéral du 23 mai 1985

Le 23 mai, le ministre des Finances dépose son premier budget depuis l'élection du nouveau gouvernement en septembre 1984. Le budget vise à encourager les initiatives privées, à améliorer l'efficience du gouvernement et à réduire la dette nationale. Il renferme plusieurs mesures importantes pour le secteur énergétique et les consommateurs d'énergie. En particulier, le Ministre dépose des avis de motion de voies et moyens destinés à donner suite aux mesures fiscales annoncées dans l'Accord de l'Ouest, notamment celles qui se rapportent à l'élimination de l'IRP, à l'exemption d'IRP accordée à la nouvelle production, aux compensations ainsi qu’aux exemptions individuelles au titre de cet impôt. Le budget prévoit l'élimination du Programme d'encouragement du secteur pétrolier, des économies de 50 M$ sur les trois prochaines années par suite de la réorientation des programmes d'économies d'énergie et d'utilisation des énergies renouvelables, une réduction de 100 M$ du budget de R-D d'Énergie atomique du Canada limitée (EACL) d'ici la fin de la décennie et la fermeture des deux usines d'eau lourde d'EACL au Cap-Breton, qui permettra d’économiser 100 M$/an. Le budget élimine officiellement l'IRP et abroge l'Impôt sur les revenus pétroliers supplémentaires ainsi que le Prélèvement spécial de canadianisation. La taxe d'accise sur l'essence est augmentée de 2 ¢/L, tandis que la taxe de vente doit passer de 10 p. 100 à 11 p. 100 le 1er janvier 1986. La hausse de la taxe d'accise suscite des critiques, et la perte de recettes fédérales attribuable à l'Accord de l'Ouest donne lieu à des inquiétudes.

Déréglementa-tion du marché canadien du pétrole

La déréglementation du marché canadien du pétrole commence le 1er juin, aux termes de l'Accord de l'Ouest signé le 27 mars par les ministres de l'Énergie du gouvernement fédéral et des provinces de l'Ouest. L'impact immédiat de cet accord est la réduction de la taxe fédérale de 0,7 cent/litre sur l'essence, le carburant diesel et d'autres produits pétroliers, par suite de l’élimination du Prélèvement spécial de canadianisation (PSC) sur le pétrole brut. Pour la première fois depuis 1973, les producteurs de pétrole canadien, les raffineries et les consommateurs sont libres d'acheter et de vendre selon les conditions du marché, sans devoir obtenir d'approbation du gouvernement, ni de subventions ou de permis. Les marchés vont désormais refléter la situation internationale. En plus d'éliminer le PSC de 48,39 $/m3 (7,69 $/b), le gouvernement a mis fin au régime de prix imposé pour le pétrole brut et aux limites imposées sur les exportations à court terme de pétrole. Le mazout lourd, le mazout de chauffage résidentiel et l'essence peuvent être importés sans l'approbation du gouvernement. Les autres mécanismes de contrôle du marché éliminés comprennent le Prix spécial de l'ancien pétrole (PSAP), qui était entré en vigueur le 1er juillet 1982, le Prix de référence du nouveau pétrole (PRNP), entré en vigueur le 1er janvier 1982, la Redevance d'indemnisation pétrolière (RIP) annoncée le 30 octobre 1980 et le Programme d'indemnisation des importateurs de pétrole (PIIP), dont l'entrée en vigueur remonte au 1er janvier 1974. Bien qu'il ait éliminé ces mécanismes et d'autres mesures de contrôle du marché, le gouvernement fédéral continue de surveiller l'approvisionnement de pétrole au Canada et s'engage à protéger les intérêts canadiens en cas de perturbations du marché international du pétrole qui causeraient de fortes hausses de prix ou menaceraient d'interrompre l'approvisionnement. Au moment de l'élimination du Programme d'indemnisation des importateurs de pétrole, le Compte d'indemnisation pétrolière accuse un déficit de 1,5 G$ environ qui gonfle le déficit fédéral.

Le Conseil national de recherches du Canada inflige des coupures à son programme de R-D énergétique

En juin, conformément à une annonce faite dans le cadre de l'Énoncé économique de novembre 1984, le Conseil national de recherches du Canada (CNRC) se prépare à démanteler son programme de recherche sur les énergies de remplacement, qui avait été mis en oeuvre suite à une décision prise par le gouvernement fédéral en 1974 dans le but d’établir un programme coordonné de recherche-développement énergétique auquel devaient participer plusieurs ministères et organismes. L'objectif de ce programme était de développer les capacités scientifiques et techniques requises pour parvenir à l'autosuffisance énergétique, en occasionnant le moins de coûts possibles sur le plan environnemental, social et économique et en procurant le plus d'avantages possibles sur le plan de la santé de l'industrie ou de la qualité de vie. Le CNRC avait établi un bureau de projet en 1975 pour coordonner les recherches; les activités avaient pris une telle ampleur, particulièrement en fait de volume de recherches données en sous-traitance, que le bureau de projet finit par devenir, en 1979, la Division de l'énergie. De 1979 à 1984, la Division a mené des recherches et confié des projets en sous-traitance dans plusieurs programmes consacrés à l'énergie de fusion, aux thermopompes, à l'énergie solaire, à la bioénergie, à l'énergie éolienne, à l'énergie de la tourbe, à l'hydrogène, au stockage de l'énergie, aux analyses

1985-16 énergétiques, etc. Lorsque le président du CNRC comparaît devant le Comité sénatorial permanent de l'énergie et des ressources naturelles, le 28 mars 1985, il se dit déçu de la fermeture de la Division de l'énergie, mais souligne que les travaux de R-D en matière d'énergie se poursuivront dans les laboratoires du CNRC non touchés par les compressions budgétaires, et que le Conseil maintiendra ses capacités de recherche en la matière par d'autres moyens. Il fait néanmoins remarquer que le Canada accuse encore du retard par rapport aux autres pays industrialisés en ce qui a trait au budget total de la recherche-développement.

Obstacles commerciaux à la vente de gaz naturel aux É.-U.

En juin, les règles proposées par l'organe fédéral américain de réglementation de l'énergie (Federal Energy Regulatory Commission, FERC) suscitent de l'inquiétude dans l'industrie canadienne du gaz naturel. Ces règles interdisent l'exportation de gaz naturel canadien selon des contrats d'achat avec minimum garanti, aux termes desquels les acheteurs américains paient pour importer un volume minimal de gaz naturel, qu'ils soient ou non en mesure de prendre livraison du produit. Ce type de contrat garantit un revenu aux producteurs canadiens et permet aux entreprises qui mettent en valeur de nouveaux champs de gaz naturel d'obtenir à leur tour le financement nécessaire. Les règles proposées feraient en sorte que les coûts de transport soient le seul facteur de concurrence pour les compagnies pipelinières. Le Canada est confronté à de nouveaux obstacles dans le marché américain, à cause des règles annoncées le 31 mai par le FERC. Ces règles se subdivisent en quatre propositions : un programme général de transport sur certificat général, une exonération limitée pour les contrats d'achat minimum garanti, la certification accélérée et, enfin, des procédures de facturation des coûts d'achat de gaz naturel. Le 9 octobre 1985, la FERC propose une dernière règle concernant le transport inter-États du gaz naturel. Elle approuve l'accès non sélectif aux moyens de transport afin de faciliter le jeu de la concurrence sur le marché américain. Les dispositions concernant les contrats d'achat avec minimum garanti sont éliminées. La FERC propose que les difficultés liées à ces contrats soient réglées au moyen de règlements privés qui seront examinés au cas par cas. Le processus de certification accélérée entre en vigueur, mais la FERC reporte la mise en œuvre du mécanisme controversé de facturation à juillet 1986 et prévoit de l’introduire graduellement et après modification. Le mécanisme controversé de facturation en bloc a pour but d'exercer des pressions baissières sur les prix du gaz naturel en séparant le gaz à faible prix du gaz à prix élevé. L'incertitude entourant les exportations du gaz naturel persiste jusqu'en 1986.

L'avenir des réacteurs CANDU et de l'industrie de l'uranium

À l'occasion de l'assemblée annuelle de l'Association nucléaire canadienne tenue le 4 juin, le ministre d'État aux Mines confirme l'engagement pris par le gouvernement fédéral de continuer à mettre en valeur l'énergie nucléaire dans des conditions sécuritaires et d'en faire une source d'énergie de premier plan. D'autres conférenciers présents à l'assemblée disent craindre pour l'avenir de la technologie nucléaire CANDU, compte tenu de la lenteur des ventes, alors que l'avenir de l'industrie de l'uranium suscite un certain optimisme, même si cette industrie doit composer avec des prix fluctuants, dans un marché international caractérisé par une production et des stocks excessifs.

1985-17 Lepreau II : Rapport d'examen et d'évaluation en matière d'environnement

Le 14 juin, une commission fédérale-provinciale d'examen et d'évaluation en matière d'environnement publie un rapport de 40 pages sur l'incidence environnementale et les impacts sociaux directement liés au projet Lepreau II, qui consiste en la construction d'un réacteur nucléaire CANDU de 630 MW aux installations de Point Lepreau, au Nouveau-Brunswick. Cette commission a été établie le 23 novembre 1983. Les considérations liées à l'exportation d'électricité, à la politique canadienne en matière d'énergie nucléaire et à la politique énergétique nationale, ainsi que le rôle de la puissance nucléaire à cet égard sont explicitement exclus du mandat de la commission. Celle-ci conclut dans son rapport que le réacteur Lepreau II pourrait être construit et exploité de manière acceptable sur le plan social et environnemental, pourvu que l'on élimine plusieurs sources d'inquiétude, notamment en intensifiant la surveillance du réacteur Lepreau I afin de fournir des données à l'appui des avis de différents experts concernant les impacts environnementaux du projet, tel que ces experts l'ont indiqué pendant les audiences. La majorité des recommandations de la commission concernent Maritime Nuclear (un consortium d'Énergie atomique du Canada limitée et de la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick) ainsi que le gouvernement du Nouveau-Brunswick. La commission réserve sa première recommandation au gouvernement fédéral et demande la conduite d'un examen public de la politique nucléaire du Canada. À la fin de 1984, le gouvernement fédéral, a décidé de ne pas mener d'examen, tout comme l'avait fait le gouvernement précédent en 1980.

Publication de la partie II du rapport d'enquête sur le désastre de l'Ocean Ranger

Le 2 juillet, la Commission royale sur le désastre marin de l'Ocean Ranger présente son deuxième et dernier rapport, qui offre des recommandations sur la sécurité en mer. La partie I du rapport, qui traitait des causes du désastre survenu le 15 février 1982, a été rendue publique en août 1984. Au milieu de 1985, quelque 55 des 66 recommandations contenues dans ce premier rapport ont été mises en œuvre ou sont en voie de l'être, et plus de la moitié des 70 recommandations contenues dans la partie II ont été partiellement ou entièrement mises en œuvre. Les mesures prises en réaction au rapport de la Commission royale comprennent l'accroissement des capacités de recherche et de sauvetage dont dispose le Canada au large de Terre-Neuve pendant les rudes conditions de forage en hiver, des études concertées avec l'industrie sur les nouveaux systèmes d'évacuation des plates-formes et la réalisation de travaux approfondis de recherche-développement visant à améliorer la sécurité des opérations de plongée. L'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC), de concert avec d'autres ministères et organismes fédéraux, entreprend un vaste programme d'examen et de mise en œuvre des recommandations de la Commission royale. L'APGTC tient résolument à ce que toutes ces recommandations soient suivies. Un dernier rapport d'étape sur les mesures prises par le gouvernement fédéral par suite des recommandations de la Commission royale sera publié le 14 avril 1986. À cette époque, près de 85 p. 100 des 136 recommandations de la Commission auront été suivies, et le gouvernement poursuivra ses démarches pour mettre en œuvre celles qui restent.

1985-18 Rapport de l'Agence de surveillance du secteur pétrolier pour 1984

Le 17 juillet, l'Agence de surveillance du secteur pétrolier publie le rapport de son enquête de surveillance pour l'année 1984. Ce rapport est compilé à partir de données fournies par les 115 plus importantes sociétés pétrolières et gazières du Canada, qui représentent près de 90 p. 100 du chiffre d'affaires de l'industrie pétrolière. Ce chiffre d'affaires s'établit à 64,5 G$, en hausse de 6 p. 100. Comparativement à 1983, le bénéfice net de l'industrie, toutes les activités confondues, a plus que doublé pour atteindre 3,7 G$ en 1984, alors que les fonds autogénérés ont augmenté de 21 p. 100 pour se chiffrer à 10,4 G$. Les deux principaux facteurs de la hausse des profits de l'industrie sont l'absence en 1984 d'importantes radiations d'actif, lesquelles avaient fortement grevé les recettes de 1983, et la reprise des activités de raffinage et de commercialisation. Les frais d'immobilisations engagés par l'industrie ont décru de 1 p. 100 pour atteindre 10,2 G$ en 1984. Compte tenu de l'accroissement de la marge d'autofinancement, cette réduction se traduit par une baisse de 21 points de pourcentage du taux de réinvestissement, qui atteint 80 p. 100 en 1984. Le taux de réinvestissement en amont (net de subventions) a augmenté d’un point de pourcentage à 71 p. 100. Les recettes à partager entre l'industrie et les gouvernements ont augmenté d’un milliard pour atteindre 23,1 G$ en 1984. La part du gouvernement fédéral a diminué à 15 p. 100, comparativement à 21 p. 100 en 1983, principalement à cause de l'abolition de la Taxe sur le gaz naturel et les liquides de gaz naturel, d'une part, et de l'important déficit accumulé au Compte d'indemnisation pétrolière, d'autre part. La part des gouvernements provinciaux s'est accrue de 2 points de pourcentage pour atteindre 31,5 p. 100. Enfin, la part de l'industrie a grimpé de plus de 3 points de pourcentage pour atteindre 54 p. 100. D'après les recettes en amont, les taux de participation et de contrôle canadiens dans l'industrie pétrolière ont grimpé d'un demi-point de pourcentage et de plus d'un point de pourcentage, pour s'établir à 41,8 p. 100 et à 39,7 p. 100, respectivement. D'après les recettes pétrolières totales (en amont et en aval), la participation et le contrôle canadiens ont augmenté de 0,6 et de 1,8 point de pourcentage en 1984 par rapport à 1983, pour atteindre 39,5 p. 100 et 31,4 p. 100 respectivement.

Recherche- développement énergétique

Le 10 juillet, le gouvernement fédéral annonce un plan quinquennal de recherche-développement énergétique pour la période 1986-1991. Une somme de 101,1 M$ y est affectée pour le premier exercice (1986-1987), de 95,9 M$ pour 1987-1988 et de 695,8 M$ pour chacune des trois années suivantes. Les travaux prévus par ce programme se répartissent en sept grands secteurs : l'utilisation efficace de l'énergie; le charbon, le pétrole lourd et les sables bitumineux; la fusion nucléaire; l'énergie renouvelable; les nouveaux carburants liquides; le pétrole classique, le gaz naturel et l'électricité; et les questions environnementales générales. Le programme accordera la priorité aux activités de recherche-développement qui permettront d'accroître l'utilisation efficace de l'énergie, afin de tirer parti des immenses réserves de combustibles fossiles du Canada, et qui contribueront à réduire les facteurs qui freinent la mise en valeur de l'énergie sur les plans de l'environnement, de la santé, de la sécurité et de la réglementation. Le programme prévoit également le retour de certaines activités qui, bien que modestes, sont essentielles à la recherche-développement concernant les énergies renouvelables et l'hydrogène. Cette initiative sera précédée par un vaste exercice de consultation auprès des intervenants de l'industrie et de la communauté scientifique. Le programme prévoit enfin la remise en route d'un important projet de développement de combustible pour la fusion à partir du tritium.

Hibernia : choix d'une plate-forme d'exploitation en béton et réduction des estimations des réserves pétrolières

En juillet, Mobil Oil Canada Ltd. annonce qu'elle optera pour la construction d'une plate-forme en béton au champ de pétrole Hibernia. Les installations de production et d'expédition à embase-poids comprendront des réservoirs à pétrole brut spécialement aménagés. La plate-forme devrait atteindre sa pleine capacité de production, soit 150 000 b/j, au début des années 1990. Les partenaires de Mobil dans ce projet sont Petro-Canada, Ressources Gulf Canada limitée, Chevron Canada Resources Limited et Columbia Gas Development of Canada Ltd. La province de Terre-Neuve accueille favorablement cette décision, qui se traduira par des possibilités d'emploi accrues comparativement à l'installation flottante prévue à l'origine. En août, l'Association canadienne des producteurs pétroliers publie ses plus récentes estimations des réserves établies au champ de pétrole Hibernia. Les estimations de 1981 ont été revues à la baisse, passant de 1,1 milliard à 648 millions de barils. Cette nouvelle estimation tient compte des résultats de vastes travaux de forage et d'évaluation géologique qui ont révélé une structure complexe caractérisée par de petits gisements non reliés entre eux.

1985-19 Le NPD propose l'adoption d'un impôt sur les bénéfices exceptionnels tirés du pétrole

Pendant le congrès biennal du Nouveau parti démocratique tenu en juillet, les délégués adoptent à l'unanimité une résolution visant l'instauration d'un impôt sur les bénéfices exceptionnels des compagnies pétrolières. Cette résolution vise en particulier les bénéfices provenant du pétrole découvert avant 1974, à une époque où les coûts d'exploration et de mise en valeur étaient relativement peu élevés.

Fermeture des usines d'eau lourde d'EACL au Cap-Breton

Les deux usines d'eau lourde du Cap-Breton arrêtent de produire le 16 juillet. Énergie atomique du Canada limitée (EACL) avait annoncé plus tôt dans l'année qu'elle cesserait de produire de l'eau lourde aux usines de Glare Bay et de Port Hawkesbury. Les permis de ces deux usines sont ensuite révoqués. Le manque de débouchés pour l'eau lourde en est la cause. Le gouvernement fédéral avait annoncé la décision de fermer ces usines dans son budget du 23 mai.

Projet de pétrole lourd de Cold Lake

En juillet, Esso Ressources Canada ltée commence à produire du pétrole à l'échelle commerciale à son usine de Cold Lake. Esso annonce qu'elle prévoit d'entreprendre deux ou trois autres phases de production à son exploitation qui doit en compter six, ce qui lui permettra d'atteindre une production estimée à 57 000 b/j.

Rapport annuel et plan d'entreprise d'EACL

Au début de juillet, Énergie atomique du Canada limitée (EACL) publie son rapport annuel pour l'exercice 1984-1985. Au cours de cet exercice, les recettes provenant des activités commerciales ont reculé de 16 p. 100, pour s'établir à 306 M$, à cause du ralentissement des travaux réalisés au Canada, les projets en cours tirant à leur fin et du nombre insuffisant de ventes sur le marché international. Bien que les recettes tirées de la vente et de l'entretien des réacteurs CANDU aient chuté de 25 p. 100 à 146,3 M$, les bénéfices nets sont passés de 8,9 M$ l'année précédente à 9,8 M$ grâce aux compressions effectuées dans les dépenses et la main-d’œuvre. La réputation de la technologie CANDU étant maintenant solidement établie, le gouvernement fédéral entreprend dans son budget du 23 mai 1985 de réduire de façon échelonnée le financement d'EACL. Ainsi, le financement passera de 200 M$ en 1984-1985 à 100 M$ à la fin de la décennie. En mai, EACL avait rendu public son plan d'entreprise, exposant l'orientation, l'organisation et les activités à venir de la société. Ce plan présente les moyens que la société propose de prendre pour réduire les apports de crédits fédéraux au cours des cinq prochaines années, jusqu'en 1990, notamment l'entreposage sécuritaire des réacteurs prototypes (dont les réacteurs Gentilly 1 et Douglas Point), le réalignement des programmes de R-D et l'arrêt des réacteurs de recherche WR-1 de Whiteshell, au Manitoba, et NRX de Chalk River, en Ontario, le partage des coûts de certaines activités de R-D avec les provinces et les sociétés de services publics et, enfin, l’utilisation des recettes provenant des activités commerciales de l'entreprise pour suppléer le financement des programmes de recherche-développement énergétique. Ces mesures découlent d'une restructuration des activités d'EACL entreprise à la fin des années 1970 pour ajouter un volet commercial à la mission technologique de la société.

Déréglemen-tation : capacité de production de pétrole excédentaire au Canada, puis rajustements

Au début d'août, les rumeurs veulent que le pétrole de l'Ouest canadien, qui était destiné depuis quelques années aux raffineries du Québec et des Maritimes, à l'époque où le gouvernement fédéral subventionnait les expéditions à l'est de Montréal, soit maintenant remplacé par du pétrole importé. Dans la foulée de la déréglementation amorcée en juin, la subvention de transport (Programme d'indemnisation relatif au transfert du pétrole canadien) a dû être éliminée, de sorte que les raffineries sont libres d'acheter leurs matières premières au moment qui leur convient. L'Office national de l'énergie rapporte par conséquent que près de 150 000 b/j de pétrole de l'Ouest canadien sont disponibles mais non utilisés, ce qui se traduit par des pertes de revenus de l'ordre de 5 M$ par jour. Toutefois, en octobre, le niveau de sous-utilisation diminue à 40 000 b/j en raison du report de la fermeture de la raffinerie Gulf à Montréal et d'une réduction de la production tirée des sables bitumineux, Suncor et Syncrude ayant arrêté temporairement leurs usines pour procéder à l'entretien annuel. À la fin de l'année, le rapport entre l'offre et la demande de pétrole s'améliorera par suite des rajustements apportés à la déréglementation. Malgré cela, la menace d'une chute des prix continue de susciter des inquiétudes.

1985-20 Interconnexion des réseaux d'électricité du Québec et du Nouveau-Brunswick

Le 17 août, un projet d'interconnexion visant à accroître la capacité d'échange d'électricité entre la Commission d'énergie du Nouveau-Brunswick et Hydro-Québec est officiellement achevé. Construite au coût de 70 M$, l'installation porte la capacité d'échange de 500 MW à 1 000 MW. Le projet, connu sous le nom de « Réseau de transport du Nord-Ouest et deuxième interconnexion d'Hydro-Québec », a nécessité la construction de deux nouvelles stations terminales et la modernisation de plusieurs autres.

Étude de faisabilité : conversion de la centrale de Coleson Cove au charbon

En août, la Commission d'énergie du Nouveau-Brunswick et EMR achèvent une étude de faisabilité approfondie concernant la conversion au charbon de la centrale de Coleson Cove, au Nouveau-Brunswick. Cette centrale, qui comprend trois brûleurs au mazout, est la plus grande du réseau d'Énergie Nouveau-Brunswick, avec un capacité de 1 000 MW. Les auteurs de l'étude concluent que la conversion au charbon pulvérisé est certainement faisable sur le plan technique et qu'elle serait rentable si le prix du pétrole se maintenait aux alentours de 32 $/b, mais que la centrale de Coleson Cove tournerait à perte si le prix devait chuter en deçà de 26 $/b. Confrontée à l'incertitude des cours mondiaux du pétrole qui règne au milieu de 1985, Énergie Nouveau-Brunswick décide de ne pas entreprendre le projet de conversion au charbon, mais reste ouverte à cette solution pour l'avenir. La conversion au charbon de la centrale de Coleson Cove était à l'étude depuis l'annonce des Initiatives spéciales prévues pour les provinces de l'Atlantique en octobre 1980, dans le cadre du Programme énergétique national (PEN). En avril 1986, la Commission décidera de convertir un de ses trois brûleurs au charbon. Cela lui permettra de mener des essais et d'évaluer la possibilité d'installer d'autres brûleurs (capacité de 300 MW) à la centrale de Coleson Cove.

Achèvement du barrage Revelstoke sur le fleuve Columbia

Le barrage Revelstoke, sur le fleuve Columbia, en Colombie-Britannique, est inauguré officiellement le 29 août. Le chantier de construction du barrage avait débuté en 1978, à une époque où B.C. Hydro projetait une hausse annuelle de 8 p. 100 de la demande d'électricité. Or, ce taux de croissance ne deviendra jamais une réalité. Par conséquent, B.C. Hydro possède désormais un barrage de 1 843 MW dont la capacité de production dépassera les besoins de la province jusqu'en 1990 au plus tôt. Au milieu des années 1980, le gouvernement de la Colombie-Britannique s'applique à trouver des marchés d'exportation pour écouler ses excédents d'électricité. La construction du barrage Revelstoke aura coûté 2 G$.

Projet hydroélectrique de Limestone, au Manitoba

En août, Hydro-Manitoba attribue des contrats majeurs pour la construction de sa centrale de Limestone, dont le chantier doit débuter à l'automne. En février, l'Office national de l'énergie a approuvé un important contrat de puissance garantie, qui doit entrer en vigueur en 1993, entre Hydro-Manitoba et la Northern States Power Company of Minneapolis. Le 18 mars, l'ONE a délivré un permis autorisant l'exportation de puissance garantie jusqu'à concurrence de 500 MW et l’exportation d'énergie jusqu'à concurrence de 3 405 GW, au cours de chacune des périodes de 12 mois comprises entre le 1er mai 1993 et le 30 avril 2005. Cette vente doit générer un revenu net de près de 400 M$ sur toute la durée du contrat. Au milieu de 1985, Hydro-Manitoba estime le coût de la centrale de Limestone à 2,1 G$. La société de service public avait présenté une demande de permis à l'ONE le 2 août 1984 dans le but d'exporter 500 MW de puissance garantie par année pendant 12 ans; les audiences s'étaient terminées le 16 novembre 1984.

1985-21 Programme de consommation de carburant des véhicules et tendance à l'amélioration des cotes de consommation

Les chiffres publiés en août sur la consommation moyenne des nouvelles voitures montrent que les cotes de consommation sont passées de 15,4 L/100 km en 1975 à 8,6 L/100 km en 1985, ce qui représente une amélioration de 44,2 p. 100. Au cours de cette période, les constructeurs automobiles et les consommateurs nord-américains ont investi massivement dans l'amélioration des processus de conception technique et de fabrication. Il en a résulté plusieurs changements fondamentaux dans la conception et le mode de construction des voitures : allégement de la masse, adoption du châssis monocoque, réduction de la cylindrée des moteurs et autres améliorations, toutes contribuant à une plus faible consommation de carburant. Le Programme de consommation de carburant des véhicules, en vigueur au Canada depuis 1977, vise à favoriser la production, la commercialisation et l'achat de véhicules légers à plus faible consommation. Afin de faciliter le fonctionnement de ce programme facultatif et de régler la question des futures normes, on a formé un comité consultatif composé de représentants du gouvernement et de l'industrie et présidé par Énergie, Mines et Ressources Canada. La Loi sur les normes de consommation de carburant des véhicules automobiles, qui a reçu la sanction royale en 1982, est prête à proclamer si la situation le justifie. Le programme facultatif envoie des signaux non équivoques aux fabricants automobiles sur l'urgence des économies d'énergie. L'amélioration des cotes de consommation de carburant de 1975 à 1985 est un indice clair de la forte tendance à l'augmentation de l'efficacité énergétique, ce qui se traduit, pour la période de 1978 à 1984, par une économie moyenne de 5 millions de litres d'essence par jour. D'autres facteurs ont contribué à réduire la consommation des véhicules, notamment la hausse du prix de l'essence et la conversion des camions au carburant diesel et d’autres types de véhicules à des carburants de remplacement.

Usine de valorisation du pétrole lourd NewGrade à Regina

Le 3 septembre, le gouvernement fédéral annonce que des dispositions seront prises pour offrir des garanties de prêt au promoteur du projet de valorisation du pétrole lourd NewGrade, à Regina, compte tenu des résultats préliminaires des études techniques, financières et économiques. Ce projet permettra de produire 8 000 m3 (50 000 b) de pétrole par jour. L’annonce fait suite à la signature d'une entente entre le gouvernement de la Saskatchewan et la Consumers' Cooperative Refineries Ltd (CCRL) au sujet de la participation à l'usine NewGrade. Le 19 octobre, le gouvernement fédéral confirme l'octroi de garanties de prêt à NewGrade Energy Inc. pour la construction de l'usine de valorisation du pétrole lourd. Ses garanties de prêt peuvent représenter jusqu'à 35 p. 100 des coûts de construction du projet, y compris les frais d'immobilisations et d'intérêts, jusqu'à concurrence de 275 M$. Les prêts sont approuvés après l'achèvement de l'étude de faisabilité de la phase I, qui confirme que le projet est satisfaisant sur le plan technique et économiquement viable. L'usine, qui sera intégrée à la raffinerie de CCRL à Regina, doit être terminée en 1988. Les détails des garanties de prêt fédérales seront réglés dans les mois suivant l'annonce du 19 octobre.

Centre de recherche sur le charbon de Devon

Le 13 septembre, les gouvernements de l'Alberta et du Canada annoncent l'inauguration du Centre de recherche sur le charbon de Devon, en Alberta, à 32 km au sud-ouest d'Edmonton. Le coût de ce complexe s'élève à 22 M$. La construction du centre a été financée par le Fonds de recherche sur les ressources énergétiques, un programme mis en œuvre conjointement par l'Alberta et le gouvernement fédéral et géré par le ministère de l'Énergie et des Ressources naturelles de l'Alberta. Le bâtiment est occupé par la division du charbon du Conseil de recherche de l'Alberta, le Coal Mining Research Centre (un organisme privé sans but lucratif) et le Laboratoire de recherche sur le charbon du Centre canadien de la technologie des minéraux et de l'énergie (CANMET), une organisation qui relève du ministère fédéral de l'Énergie, des Mines et des Ressources. Le Centre comprend trois éléments : une usine pilote permettant de mener des essais sur l'équipement minier et les techniques de traitement du charbon, un complexe de bureaux et de laboratoires et un laboratoire très spacieux pour les recherches qui mettent en jeu des pressions et des températures élevées.

1985-22 Exercice de répartition du pétrole en cas d'urgence sous l'égide de l'AIE

Du 20 septembre au 18 novembre, le Canada prend part à un exercice de répartition du pétrole en cas d'urgence organisé par l'Agence internationale de l'énergie (AIE). Le Canada est l'un des 21 pays qui participent à cette cinquième vérification du Système de répartition du pétrole en cas d'urgence de l'AIE, qui a pour but d'assurer la répartition équitable du pétrole dans l'éventualité d'une pénurie internationale. Au Canada, 23 sociétés pétrolières et cinq provinces productrices de pétrole participent à l'exercice dirigé par l'Office de répartition des approvisionnements d'énergie (ORAE), un organisme fédéral chargé d'élaborer et d'appliquer les règlements sur l'attribution du pétrole au Canada en cas de crise nationale causée par une rupture des approvisionnements. Le dernier exercice de l'AIE remonte au printemps 1983. Celui-ci sert à vérifier trois plans d’urgence, dont les éléments essentiels ont été déterminés d'un commun accord par les 21 pays membres de l'AIE : chaque pays doit garder des réserves pétrolières d'urgence représentant l'équivalent d'au moins 90 jours d'importations nettes; chaque pays doit disposer d'un programme de restriction de la demande prêt à être déclenché en cas de crise, afin de réduire ses besoins en pétrole d'au moins 7 p. 100; l'AIE doit maintenir une formule de partage en cas d'urgence, afin d'assurer la répartition équitable des stocks disponibles parmi les pays membres. Le Canada n'est pas tenu de maintenir de réserves d'urgence, car il exporte plus de pétrole qu'il n'en importe. Les programmes d'urgence mis en place au Canada sont les programmes de répartition et de rationnement de l'ORAE. Si, en cas d'urgence réelle, le Secrétariat de l'AIE évaluait que les stocks de tous les pays membres avaient diminué d'au moins 7 p. 100, chacun de ces pays serait alors tenu de restreindre sa demande intérieure de 7 p. 100 et de puiser dans ses réserves d'urgence au taux prévu par l'entente. Le pétrole libéré grâce à ces mesures serait ensuite réparti au prorata entre les pays membres. En outre, si la réduction des approvisionnements devait atteindre 12 p. 100, la même procédure s'appliquerait, sauf que chaque pays devrait alors limiter sa demande de 10 p. 100.

Commission royale sur l'union économique

Dans un rapport publié en septembre, la Commission royale sur l'union économique et les perspectives de développement du Canada (Commission MacDonald) fait plusieurs fois allusion à la politique énergétique. La Commission accueille favorablement les principes de l'Accord de l'Ouest et appuie la décision de laisser le prix du pétrole s'aligner sur le cours mondial tant que les conditions du marché demeurent normales. Elle recommande que le prix du gaz naturel puisse, avec le temps, trouver son niveau d'équilibre tant sur le marché intérieur qu'à l'exportation et conclut que la sécurité des approvisionnements devrait demeurer un objectif de premier ordre. Elle recommande néanmoins que la période de 25 ans pour les réserves de gaz naturel soit réévaluée dans un bref délai, puis à intervalles réguliers par la suite. Elle recommande aussi que les gouvernements mettent en place un régime simplifié d'imposition et de réglementation de l'énergie et qu'ils n'y touchent plus. La Commission propose que le régime fiscal soit basé sur les bénéfices plutôt que sur les revenus. Plusieurs des recommandations portant sur l'énergie ont été mises en œuvre ou sont sur le point de l'être en 1985, aux termes de l'Accord de l'Ouest et d'autres initiatives stratégiques.

Vingt-cinquième anniversaire de l'OPEP

Dans une déclaration diffusée le 15 septembre pour marquer son 25e anniversaire, l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) attribue l'offre excédentaire et la faiblesse des marchés non seulement aux forces du marché, mais aussi aux mesures stratégiques prises délibérément par les gouvernements des pays consommateurs. L'OPEP soutient que les producteurs de pétrole non membres de l'organisation ont systématiquement pratiqué des prix inférieurs aux siens afin de grossir leurs ventes à son détriment. L'OPEP avait réussi à maintenir une structure de prix dont bénéficiaient les autres producteurs, mais au prix de grands sacrifices de la part de ses membres. L'OPEP affirme que les pays qui ont refusé de coopérer avec elle pour pratiquer une politique de rabais à court terme découvriront que l'économie à court terme est aussi une économie à courte vue.

Différend entre l'Ontario et l'Alberta concernant les prix du gaz naturel

Dans une allocution prononcée le 12 septembre, le ministre de l’Énergie de l'Ontario affirme qu'il s'attend à voir chuter le prix du gaz naturel à la consommation une fois instauré un régime de prix sensibles aux fluctuations du marché. Il émet des réserves au sujet de l'Accord de l'Ouest, le qualifiant d'unilatéral et lui reprochant de ne présenter aucun avantage pour les consommateurs. En octobre, le gouvernement de l'Ontario se dit inquiet de la tendance à maintenir les prix du gaz naturel à un niveau élevé dans sa province, alors que les clients américains bénéficient de prix plus avantageux. L'Ontario menace d'importer du gaz naturel à un prix inférieur pour s'assurer que le gel des prix intérieurs du gaz naturel ne dure pas.

1985-23 Nouvelle politique d'exportation d'électricité de la C.-B. - de la rivière de la Paix à la Californie

En septembre, le gouvernement de la Colombie-Britannique annonce un changement dans sa politique d'exportation d'électricité. Il a décidé d'autoriser B.C. Hydro à procéder aux travaux préparatoires de construction du barrage C, sur la rivière de la Paix, en vue d'exporter de la puissance en Californie. Auparavant, la politique du gouvernement provincial consistait à construire des barrages uniquement pour satisfaire les besoins intérieurs et pour exporter les excédents occasionnels. La nouvelle politique prévoit de favoriser les exportations d'électricité dans le but de hâter la construction des centrales hydroélectriques. Le gouvernement de Colombie-Britannique voit dans la Californie un marché potentiel pour l'exportation des excédents, et choisit le site C, sur la rivière de la Paix, pour construire sa prochaine centrale hydroélectrique. De telles exportations se feraient sous réserve d'un accès garanti aux lignes de transport de la Bonneville Power Administration vers la Californie. On rapporte que le directeur de la BPA est favorable à la nouvelle politique de la Colombie-Britannique et qu'il a décidé de collaborer avec cette province afin de négocier une entente à long terme mutuellement bénéfique pour l'accès aux lignes de transport.

Les exportations d'uranium sous le coup de la menace américaine

Le 16 septembre, le secrétaire à l'Énergie des États-Unis annonce qu'il a déterminé que l'industrie américaine de l'uranium n'est pas rentable, et que le Délégué commercial général des États-Unis a de ce fait ordonné une enquête pour évaluer la possibilité d'imposer des restrictions commerciales. Malgré cela, à la fin de 1985, le Délégué commercial n'ayant toujours pas recommandé de telles mesures, on s'attend à ce que l'industrie américaine poursuive ses efforts en vue d'imposer des restrictions sur l'importation d'uranium, notamment du Canada, probablement par voie législative.

Les économies d'énergie dans l'industrie

En octobre, les premiers résultats du Programme d'économies d'énergie dans l'industrie canadienne (PEEIC) sont publiés pour l'année 1984. Ces résultats révèlent que l'un des objectifs à long terme du programme, soit d'améliorer l'efficacité énergétique de 23 p. 100 en 1985 par rapport à l’année de référence de 1972, a été atteint un an plus tôt que prévu. Cette amélioration représente une économie annuelle, de la part de l'industrie, de 12 Mm3 (75,5 millions de barils) de pétrole. Le PEEIC a été établi au milieu des années 1970 dans le but de favoriser les économies d'énergie dans l'industrie. À sa propre initiative et avec l'aide du gouvernement, l'industrie a formé 16 groupes de travail pour mener à bien les activités du programme. Les secteurs représentés par le PEEIC utilisent 84 p. 100 de toute l'énergie utilisée dans l'industrie au Canada.

Réglementation des pipelines situés au large des côtes

Dans le but de limiter les risques de dédoublement de la réglementation découlant du chevauchement apparent des compétences conférées par la Loi sur l'Office national de l'énergie et la Loi sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz (celle-ci administrée par l'Administration du pétrole et du gaz des terres du Canada (APGTC)), le ministre d'EMR annonce le 11 octobre, en ce qui a trait aux pipelines extracôtiers, que « lorsque l'Office national de l'énergie, sur l'approbation du gouverneur en conseil, délivre un certificat de commodité et de nécessité publiques pour un pipeline principal qui sert à acheminer des hydrocarbures d'une plate-forme de production située dans une région maritime au point d'arrivée à terre, je donnerai mon approbation en vertu de la Loi sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz une fois que j'aurai tenu dûment compte de mes responsabilités, en conformité avec cette Loi. Une fois que le certificat en question aura été délivré, l'ONE tentera d'obtenir des conseils et de l'aide auprès de l'APGTC pour les questions de sécurité et de protection de l'environnement applicables à la partie submergée des pipelines principaux. »

Rapport d'EACL sur le stockage permanent des déchets nucléaires

Au début d'octobre, Énergie atomique du Canada limitée (EACL) publie sa « Deuxième évaluation provisoire du concept canadien d'évacuation des déchets de combustible nucléaire » et conclut qu'il est possible d'évacuer sans danger les déchets de combustible nucléaire en les scellant puis en les plaçant dans une voûte de stockage creusée dans la roche plutonique du Bouclier canadien. Les auteurs du rapport provisoire en quatre volumes se sont appuyés sur des expériences scientifiques poussées et ont utilisé la modélisation informatique pour prévoir le comportement à long terme des chambres de stockage des déchets de combustible nucléaire.

1985-24 Polar Gas Project

Le 2 octobre, les responsables du Polar Gas Project, un consortium regroupant Petro-Canada, la Société de l'énergie de l'Ontario, Panarctic Oil Ltd, Tenneco Oil of Canada Ltd. et TransCanada Pipelines Ltd., présentent les derniers documents requis pour compléter la demande présentée à l'Office national de l'énergie le 29 juin 1984. Le projet proposé consiste à construire un gazoduc enfoui depuis le delta du Mackenzie vers le sud, le long du fleuve Mackenzie jusqu'à Edson, près d'Edmonton, où il sera relié au réseau existant. Le projet proposé devrait coûter 3,3 G$ (en dollars constants de 1984), sans compter les intérêts accumulés pendant la période de construction. Les origines du projet Polar Gas remontent à la fin de 1972. Des recherches et des études de faisabilité avaient été menées en 1973, puis, en décembre 1977, une demande avait été présentée à l'ONE concernant la construction d'un gazoduc qui relierait l'archipel arctique au réseau de TransCanada Pipelines à Longlac, dans le nord de l'Ontario. En décembre 1983, Polar Gas annonce son intention de construire un gazoduc depuis le delta du Mackenzie jusqu'à Edmonton pour remplacer sa proposition de 1977, et présente sa demande en juin 1984, qui sera ensuite actualisée en octobre 1985. Toutefois, à la fin de 1987, aucune date d’audience ne sera encore fixée pour la demande modifiée de juin 1984, qui été mise en attente conformément à la volonté de Polar Gas.

Exportation d'électricité - Hydro-Québec - New England Power Pool

Le 14 octobre, Hydro-Québec et le New England Power Pool (NEPOOL) signent un contrat d'exportation qui rapportera des revenus de 3 G$ US à la société d'État du Québec. Ce contrat, le plus important jamais signé par Hydro-Québec, prévoit la vente de 2 000 MW (7 000 GWh/an) de puissance garantie au NEPOOL à partir de septembre 1990 pour une période de 10 ans. Vers la fin de 1985, Hydro-Québec satisfait 1 p. 100 des besoins en électricité du NEPOOL. Aux termes du contrat signé en octobre et d'autres permis d'exportation que la société d'État détient déjà, cette part passera à près de 10 p. 100 d'ici 1990. Afin de répondre aux besoins liés aux contrats existants, Hydro-Québec a commencé à construire une interconnexion de 690 MW depuis la station Des Cantons, au Québec, à Comerford, au New Hampshire. Ce raccord, qui doit entrer en service en juillet 1986, devrait voir sa capacité augmentée à 2 000 MW d'ici 1990, en réponse aux besoins découlant du contrat signé en octobre 1985. Cette même année, Hydro-Québec est déjà liée par d'autres contrats et accords avec le NEPOOL, à savoir : un accord de stockage d'énergie (permis EL-165) prévoyant l'exportation de 3 000 GWh par période de 12 mois de 1986 à 2004; un contrat d'énergie interruptible (permis EL-166) prévoyant l'exportation de 2 060 GWh par période de 12 mois de 1986 à 2002; un contrat d'énergie interruptible (permis EL-167) prévoyant l'exportation de 6 920 GWh par période de 12 mois de 1986 à 1995. À la fin de 1985, l'ONE n'a toujours pas tenu d'audience au sujet du contrat signé le 14 octobre de la même année.

Projections des prix du pétrole par le Conseil économique du Canada

Dans son rapport annuel de 1985, publié en octobre, le Conseil économique du Canada prévoit que le prix mondial du pétrole augmentera graduellement de 40 p. 100 de 1985 à 1995. Dans les faits, en octobre, le prix de vente officiel du brut « Arab Light » s'élève à 28 $US/b, comparativement à 27,85 $US/b pour le prix au comptant. Pendant la période de chute des prix qui surviendra en 1986, le prix au comptant et le prix de vente officiel dégringolera à 8 $US/b. Au milieu de 1987, le prix de référence de l'OPEP se raffermira à 18 $, et le prix au comptant le dépassera de peu. La situation des prix qui aura cours entre 1985 et 1987 illustrera une fois de plus que la prévision des prix mondiaux du pétrole est loin d’être une science exacte.

1985-25 Différend entre Québec et Terre-Neuve au sujet de l'électricité de Churchill Falls

En octobre, la Cour suprême du Canada et la Cour suprême de Terre-Neuve rendent toutes les deux des décisions dans le dossier de Churchill Falls. La Cour fédérale reporte la date d'un appel, de septembre à la mi-décembre, après que Terre-Neuve présente une demande d'autorisation d'en appeler d'une décision rendue par un tribunal du Québec en février 1985 contre le rapatriement par Terre-Neuve de 800 MW de puissance produite à Churchill Falls. La Cour suprême de Terre-Neuve (division des appels) a déjà rendu une décision en faveur du Québec en ce qui concerne le rapatriement de puissance. Terre-Neuve et Québec s'affrontent devant les tribunaux depuis près de 10 ans au sujet d'un contrat signé en 1969 qui régit la vente d'électricité de Churchill Falls à Hydro-Québec. En 1976, la province de Terre-Neuve avait intenté une procédure devant ses propres tribunaux pour tenter de rapatrier de la puissance supplémentaire pour ses besoins. Hydro-Québec avait alors lui-même intenté une poursuite où il avait fait valoir l'absence de clause pourvoyant à une telle éventualité. Le contrat prévoyait le rapatriement de 300 MW, mais Terre-Neuve tentait d'obtenir au moins 800 MW. Dans une décision rendue en février 1985, la Cour d'appel du Québec a statué que tout rappel en sus de 300 MW équivaudrait à résilier le contrat et serait par conséquent illégal. Dans une décision rendue le 28 octobre 1985, la Cour suprême de Terre-Neuve (division des appels) s'est également prononcée contre la demande de Terre-Neuve. En avril 1985, la Cour suprême du Canada a donné à Terre-Neuve jusqu'au 30 septembre pour demander d'en appeler de la décision rendue en février par la Cour du Québec. En octobre, cette date est reportée à la mi-décembre.

Hydroélectricité du fleuve Nelson

Le 8 octobre, Hydro-Manitoba met officiellement en service une deuxième installation de transport bipolaire pour relier la centrale hydroélectrique du fleuve Nelson au réseau de distribution situé près de Winnipeg, ce qui permet d'ajouter 1 800 MW de capacité de transport de courant continu à haute tension (CCHT) aux 1 620 MW fournis par la première ligne de transport, achevée en 1977. Hydro-Manitoba a fait cet ajout en prévision de la production de la centrale hydroélectrique de Limestone, dont la construction vient de débuter, et dont la première phase doit entrer en service en 1990. En 1985, le réseau de transport en courant continu du fleuve Nelson comprend les stations de transformation de Radisson et de Henday, espacées de 40 km le long du fleuve, et deux lignes de CCHT de 900 km reliant ces stations à celle de Dorsey, près de Winnipeg.

Étude du plateau continental polaire - campagne 1985

En octobre, on procède à l'évaluation des résultats de la campagne 1985 de l'Étude du plateau continental polaire (EPCP). Plus de 225 équipes scientifiques ont travaillé dans le cadre de l'EPCP dans l'archipel arctique et la zone côtière continentale, à partir du camp de base de Resolute et du camp de Tuktoyaktuk. En mars, une équipe de construction a travaillé sur une île de glace pour bâtir un camp permanent et aménager une piste d'atterrissage de 3 500 m à même la glace. Les tests effectués sur cette île permettent de recueillir des données séismiques, gravimétriques, et bathymétriques. De juin à août, l'île de glace dérive d'une centaine de kilomètres dans une direction généralement sud-ouest à travers l'océan Arctique, puis retourne en octobre au point d'où elle était partie en juin. Il est prévu d'utiliser à nouveau cette île de glace en 1986 afin de poursuivre les observations géophysiques et biologiques. Comme au cours des programmes exécutés par le passé par l'Étude du plateau continental polaire, les travaux accomplis sur le terrain en 1985 sont surtout axés vers les recherches océanographiques et environnementales sur la mer de Beaufort et le passage du Nord-Ouest. Le déplacement du navire américain Polar Sea à travers le passage du Nord-Ouest au cours de l'été 1985 ramène à l’ordre du jour la question de la souveraineté et les avantages des études scientifiques menées dans la région.

Évaluation des ressources en uranium à la fin de 1984

En octobre, le Groupe d'évaluation des ressources en uranium (GERU) à EMR publie l'évaluation des ressources en uranium pour 1984. Cette évaluation montre que le Canada possédait 54 000 t d'uranium à la fin de 1984 dans trois catégories de prix allant de 100 $ à 300 $/kg U, qui correspondent respectivement aux ressources mesurées, indiquées et présumées. Comparativement à l'évaluation de 1982, on remarque un glissement dans la répartition économique des ressources en uranium connues au Canada, en raison de plusieurs facteurs, dont la pression haussière persistante sur les coûts de production; cette augmentation est due au relèvement des teneurs-limites pour évaluer certains gisements. De plus, les ressources provenant de certains des gisements récemment découverts en Saskatchewan sont classées dans les catégories de prix supérieures, compte tenu de l'incertitude entourant les coûts d'exploitation. En dépit de la diminution de ressources présentant un intérêt économique, l'uranium canadien pouvant être extrait du minerai exploitable demeure largement excédentaire par rapport aux

1985-26 besoins intérieurs.

Groupe interparlemen-taire Canada-États-Unis

Au début d'octobre, le 26e rapport de la rencontre de la délégation canadienne du Groupe interparlementaire Canada-États-Unis est déposé au Sénat. Les questions touchant l'énergie qui ont été abordées pendant la rencontre tenue plus tôt en 1985 comprennent la nouvelle politique de tarification et d'exportation du gaz naturel, les échanges d'électricité -- à cet égard, les délégués américains réagissent favorablement à l'idée d'accroître les exportations canadiennes d'électricité – et les exportations d'uranium du Canada, considérées par certains délégués américains comme nuisibles à l'industrie de l'uranium de leur pays. Cette rencontre fournit aux délégués canadiens une occasion de décrire les nouvelles politiques canadiennes en matière d'énergie et d'investissement, particulièrement en ce qui concerne l'Accord de l'Ouest annoncé en mars, que les délégués américains accueillent favorablement. Par contre, les délégués canadiens accueillent plutôt froidement la suggestion faite par un sénateur américain de remettre à l'ordre du jour une proposition vieille de dix ans concernant une politique énergétique continentale.

Audience de la Commission sur les pratiques restrictives du commerce aux fins d'une enquête sur la tarification du pétrole

En octobre, la Commission sur les pratiques restrictives du commerce (CPRC) reprend son audience sur la situation de la concurrence dans l'industrie pétrolière. L'audience tenue par la CPRC avait débuté en octobre 1981, suite à un rapport rendu public en février 1981 et rédigé par le directeur des enquêtes et des recherches, en vertu de la Loi sur la concurrence. Le directeur avait conclu, à l'issue d'une enquête entamée en février 1973, que les conditions de monopole et les pratiques qui restreignaient le commerce dans le secteur pétrolier revêtaient suffisamment d'importance pour être examinées par la CPRC dans le contexte général de l'enquête ouverte aux termes de l'article 47. La CPRC termine au début de 1985 toutes les étapes prévues aux fins de l'enquête, mais elle reprend son audience en octobre pour traiter de trois questions : le prix de gros de l'essence, les changements survenus dans l'industrie pétrolière canadienne suite à l'achat par Petro-Canada de biens de Gulf Canada limitée et les changements rendus publics dans le mandat de Petro-Canada. La CPRC achève cette dernière étape de ses audiences en octobre et doit présenter son rapport le 16 mai 1986 (voir aussi les événements de mars 1981).

L'uranium et l'énergie nucléaire - avenir de l'énergie nucléaire, stockage des déchets, recherches, exportation

Au milieu d'octobre, le projet de loi d'initiative parlementaire C-231 (Loi sur l'énergie nucléaire), est déposé à la Chambre des communes. Ce projet de loi prévoit l'imposition d'un moratoire sur le développement à long terme de l'énergie nucléaire, la mise sur pied d'une commission d'enquête sur son utilisation et sa mise en valeur ainsi que la tenue d'un référendum national sur la question. Ce projet de loi, qui sera rejeté, fait partie des nombreuses questions touchant l'uranium et l'énergie nucléaire qui sont débattues à la Chambre des communes dans les quatre derniers mois de 1985. D'autres questions connexes retiennent une grande attention, de l'élimination des déchets nucléaires au bien-être des travailleurs mis à pied à la fermeture des deux usines d'eau lourde du Cap-Breton, en juillet, en passant par la réduction du budget d'EACL consacré à la recherche et à la technologie en matière de sécurité au travail et la réglementation des exportations canadiennes d'uranium. La politique sur la propriété étrangère de mines d'uranium, qui avait été adoptée au début des années 1970, est également remise en question et fait l'objet d'un examen à la fin de l'année, dans l'espoir qu'une politique moins contraignante puisse être adoptée.

Exemption d'Impôt sur les revenus pétroliers (IRP)

Le 22 octobre, le ministre d'EMR rend publics d'autres détails au sujet de l'exemption d'Impôt sur les revenus pétroliers (IRP) annoncée en mars dans le cadre de l'Accord de l'Ouest. Cette exemption vise la nouvelle production de pétrole et de gaz naturel ainsi que les nouveaux grands projets énergétiques approuvés. Ces détails font suite à l'annonce, le 16 septembre, d'un projet de modification de la Loi de l'impôt sur les revenus pétroliers et de son Règlement prévoyant la mise en place de cette exemption. Cette disposition, qui avait été annoncée dans l'Accord de l'Ouest par les gouvernements du Canada, de l'Alberta, de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan, prévoyait d'exempter de l'IRP toute nouvelle production de pétrole, de gaz naturel et de liquides du gaz naturel extraits de puits creusés ou approfondis après le 31 mars 1985; les nouveaux projets énergétiques de grande envergure; et la production supplémentaire provenant de nouveaux projets de récupération tertiaire du pétrole et de récupération assistée par injection d'eau. L'annonce du 22 octobre dévoile les détails de l'administration des dispositions de cette exemption. Au moment de l'annonce, le ministre souligne que l'industrie pétrolière a déjà réagi à cette mesure et à d'autres mesures prévues dans l'Accord de l'Ouest en intensifiant ses activités de forage.

1985-27 Politique sur l'énergie des régions pionnières

Le 30 octobre, le gouvernement du Canada annonce l'adoption d'une nouvelle politique sur l'énergie des régions pionnières. Cette politique vise à établir de nouvelles mesures d'incitation à l'exploration pétrolière, à alléger le fardeau de la réglementation et à améliorer le régime fédéral de redevances auquel sont soumises les sociétés pétrolières et gazières actives au Canada. Les changements apportés à la politique sont présentés dans un document intitulé « L'énergie des régions pionnières canadiennes : un cadre d'investissement et de création d'emplois ». Au nombre des changements figurent les suivants :

• Un projet de Loi sur les ressources du Canada en hydrocarbures, qui vise à mettre un terme

au pouvoir arbitraire exercé actuellement sous le régime de la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada;

• La création d'un crédit d'impôt à l'investissement de 25 p. 100, remboursable, qui sera appliqué à tous les frais d'exploration supérieurs à 5 M$ par puits, partout au Canada;

• La suppression de la part de la Couronne, disposition de confiscation qui permet au gouvernement d'acquérir rétroactivement 25 p. 100 de tous les intérêts dans les régions pionnières;

• L'utilisation de méthodes plus équitables pour assurer une participation canadienne d'au moins 50 % dans les projets pétroliers et gaziers des régions pionnières;

• L'instauration d'un régime de redevances fédéral amélioré, qui récompensera le succès en limitant le fardeau financier que doivent supporter l'industrie dans les premières phases de la mise en production;

• Une méthode simple, claire et concurrentielle d'attribution des droits d'exploration, selon laquelle ces droits pourront être accordés aux sociétés qui se montrent les plus intéressées à l'exploration. Le système d'appels d'offres permettra au gouvernement de réaliser ses objectifs sociaux et économiques tels que les avantages pour le Canada, la participation des Autochtones et la protection de l'environnement; et qui prévoit une participation régionale importante dans l'attribution des droits;

• Des changements législatifs qui feront en sorte que Petro-Canada ne puisse bénéficier d'un traitement de faveur.

Politique sur l'énergie des régions pionnières; Accord de l'Atlantique; Accord de l'Ouest

La politique de l'énergie des régions pionnières annoncée le 30 octobre représente la troisième initiative d'importance en matière de politique énergétique du gouvernement fédéral depuis l’élection de septembre 1984. Cette politique fait suite à l'annonce, plus tôt en 1985, des Accords de l'Atlantique et de l'Ouest visant la déréglementation de l'industrie canadienne du pétrole et du gaz naturel. Ces trois grandes initiatives stratégiques ont pour but de privilégier les forces du marché et d'alléger le fardeau administratif et réglementaire imposé à l'industrie. Ces initiatives visent à faciliter la création d'un nouvel environnement stratégique en matière d'énergie qui soit plus attrayant pour les investisseurs canadiens et étrangers. Le nouveau cadre législatif de la politique a été élaboré en étroite consultation avec les gouvernements de Terre-Neuve et du Labrador, de la Nouvelle-Écosse, du Yukon et des Territoires du Nord-Ouest. Le régime de gestion des régions pionnières canadiennes sera contenu dans la Loi fédérale sur les hydrocarbures nouvellement proposée.

1985-28 Éléments de la nouvelle politique sur l'énergie des régions pionnières contenus dans la Loi fédérale sur les hydrocarbures

La Loi fédérale sur les hydrocarbures annoncée le 30 octobre dans le cadre de la politique sur l'énergie des régions pionnières comprend des dispositions sur l'établissement d'un nouveau régime de gestion pour les régions en question. Au titre de la nouvelle loi, qui remplacera la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada, les droits d'exploration seront accordés par le biais d'un « permis de prospection ». Si les travaux d'exploration d'une compagnie donnée conduisent à une importante découverte de pétrole et de gaz naturel, cette compagnie se verra accorder une « attestation de découverte importante ». Si les facteurs de rentabilité et de capacité technologique justifient l'exploitation commerciale des ressources découvertes, la compagnie obtiendra une « licence de production ». En vertu de la nouvelle loi, un simple système laissant jouer la concurrence pour l'obtention des droits d'exploration permettra aux Canadiens, à titre de propriétaires des ressources, de bénéficier d’un rendement maximal. Le processus d'attribution des terres sera fondé sur un seul critère, les droits étant accordés au plus offrant. Avant d'attribuer un permis de prospection, le gouvernement du Canada s'assurera que les avis des Autochtones et des groupes communautaires et que les questions liées à la protection de l'environnement, à la répartition équitable des avantages entre les collectivités locales et le Canada et à la participation canadienne ont été pris en compte. Les permis de prospection auront une durée maximale de neuf ans. La loi proposée et les annonces connexes précisent les modalités de la part de la Couronne, de la participation canadienne, du rôle de Petro-Canada, des mesures fiscales, des redevances et des nouvelles mesures d'incitation commerciales à l'investissement dans les régions pionnières, qui prennent la forme d'un crédit d'impôt à l'exploration de 25 p. 100. Ce crédit d'impôt vise à assurer la transition depuis la date d'expiration du Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), le 31 mars 1986, jusqu’au commencement de la mise en valeur des ressources de régions pionnières. Il s'appliquera aux dépenses admissibles dépassant 5 M$ par puits foré n'importe où au Canada. Pour les investisseurs non contribuables, le crédit sera remboursable au taux de 40 p. 100. Les dépenses d'exploration engagées après le 1er décembre 1985 et avant le 1er janvier 1991 seront admissibles à ce crédit. Le PESP doit être éliminé au profit d'un régime de redevances qui sera fondé sur les bénéfices nets et qui stimulera l'investissement dans les régions pionnières.

Réactions à la politique sur l'énergie des régions pionnières

À la fin d'octobre, immédiatement après l'annonce de la politique sur l'énergie des régions pionnières, les réactions dans l'industrie pétrolière et gazière sont très favorables pour plusieurs raisons, notamment l'élimination des dispositions concernant la part de 25 p. 100 destinée à la Couronne, la réduction du rôle du gouvernement, l'élimination du coûteux Programme d'encouragement du secteur pétrolier (PESP), la mise en place de nouveaux régimes de redevances et du crédit d'impôt, et la réduction du programme d'encouragement fédéral dans les régions pionnières, au profit de l'intensification des activités dans l'Ouest canadien. Certains critiques soutiennent que les nouvelles mesures d'incitation à l'exploration dans les régions pionnières favoriseront les sociétés multinationales au détriment des compagnies canadiennes et qu'on assistera à une baisse marquée des activités d'exploration dans ces régions. Bien que certains à Terre-Neuve et en Nouvelle-Écosse craignent que la nouvelle politique contribue à aggraver le récent ralentissement des activités d'exploration dans la région atlantique, les gouvernements de ces deux provinces sont convaincus que les nouveaux crédits d'impôt à l'exploration et les autres mesures d'incitation compenseront amplement la perte des subventions du PESP.

1985-29 Entente sur les marchés et les prix du gaz naturel - Canada-Alberta, C.-B., Saskatchewan, 31 octobre 1985

Le 31 octobre, le gouvernement fédéral annonce que le Canada délaissera en 1986 le régime des prix administrés du gaz naturel au profit d'un régime de prix dictés par les marchés, tant pour la consommation intérieure que pour l'exportation. Une entente signée entre le gouvernement fédéral et les provinces productrices de gaz naturel (Alberta, Colombie-Britannique et Saskatchewan) doit entrer en vigueur le 1er novembre 1985. Pendant une période de transition d'un an, le point de référence constitué par le prix à la frontière de l'Alberta et le prix de gros à Toronto restera gelé à son niveau actuel. Les consommateurs du marché canadien ne subiront pas l'augmentation du tarif de TransCanada Pipelines approuvée par l'Office national de l'énergie, soit 11 ¢/GJ, car cette augmentation sera absorbée par les producteurs, qui obtiendront en contrepartie un accès élargi aux marchés étrangers. Les consommateurs doivent aussi bénéficier de l'élimination du Prélèvement spécial de canadianisation de 8 ¢/GJ, tel que prévu dans l'Accord de l'Ouest de mars 1985. Pendant cette année de transition, les clients dont les contrats parviendront à échéance seront libres de négocier de nouveaux contrats directement avec les producteurs à des prix soumis à la libre concurrence, pourvu qu'un service de transport ait été mis en place. Bien que les provinces productrices conservent le droit de contrôler l'extraction de gaz naturel sur leur territoire, elles conviennent de ne pas exercer ce droit, afin de ne pas aller à contre-courant des objectifs de l'entente. La signature de l'entente marque la fin du processus amorcé par le gouvernement fédéral dans l'Accord de l'Ouest pour remplacer le régime des prix administrés par un régime des prix soumis aux lois du marché.

Conditions de l'Entente

L'Entente sur les marchés et les prix du gaz naturel conclue entre les gouvernements du Canada, de l'Alberta, de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan et signée le 31 octobre 1985 établit les objectifs et les principes sur lesquels elle repose, les modalités concernant les prix provisoires, les ventes directes, les programmes de commercialisation concurrentiels, les nouvelles ventes aux distributeurs et les ventes existantes aux distributeurs dans le cas du gaz naturel destiné au marché intérieur. L’Entente établit aussi les modalités applicables aux ventes de gaz naturel à l’exportation et aux importations de cette ressource, ainsi que des modalités d’application générale, notamment concernant les responsabilités des gouvernements, des producteurs et des consommateurs, ainsi que des dispositions de surveillance du respect de l’Entente. L’essentiel de l’Entente porte sur les dispositions suivantes :

• des ventes directes à des prix et à des conditions qui auront été négociés librement entre les

producteurs et les distributeurs et les usagers industriels d'importance, à condition que les organismes provinciaux de réglementation mettent à leur disposition des services de transport;

• des Programmes de commercialisation sur les marchés concurrentiels, en vertu desquels les distributeurs seront autorisés à offrir des rabais pour faire face à la concurrence;

• des prix minimums à l'exportation fondés sur des tests de tarification régionaux plutôt que sur un prix unique à Toronto;

• une révision par l'ONE des services de TCPL qui tiendra compte du nouveau régime et de tarification afin d'assurer un accès équitable à ce réseau;

• la suppression des restrictions de volume à l'égard des exportations de gaz naturel à court terme;

• une révision complète du rôle et des activités des pipelines interprovinciaux et internationaux. Historique de la tarification du gaz naturel ayant mené à l'Entente signée le 31 octobre 1985

Avant novembre 1975, le prix du gaz naturel vendu à l'échelle interprovinciale était fixé à l'issue de négociations entre les producteurs et TransCanada Pipelines (TCPL). TCPL était le seul acheteur et le seul transporteur de gaz naturel dans les marchés interprovinciaux à l'est de l'Alberta. Le gaz naturel était vendu à des distributeurs provinciaux, à des prix négociés en fonction du point de livraison. La composante du prix attribuable au transport était réglementée par l'Office national de l'énergie. L'adoption, en 1975, de la Loi sur l'administration de l'énergie avait permis au gouvernement fédéral de dicter les prix au point de livraison et avait mené à la négociation de la première entente Canada-Alberta sur les prix du gaz naturel, qui était entrée en vigueur le 1er novembre 1975. De 1975 à 1985, le prix du gaz naturel albertain vendu à l'échelle interprovinciale était dicté par des ententes conclues entre les gouvernements du Canada et de l'Alberta. Durant cette période, le prix du gaz naturel était couplé au prix du pétrole brut. À partir de 1975, les prix à l'exportation ont été fixés par le gouvernement fédéral. Le 1er novembre 1984,

1985-30 le gouvernement du Canada a modifié sa politique concernant les prix à l'exportation afin de permettre aux sociétés canadiennes de vendre du gaz naturel aux acheteurs américains à des prix négociés. La nouvelle politique contenait également des dispositions concernant les exportations à court terme de gaz naturel, sous réserve d'un plafond volumétrique. Aux termes de l'Accord de l'Ouest du 28 mars 1985, le Canada et les provinces productrices doivent établir, pour le 1er novembre 1985, un système de prix du gaz naturel sensibles aux conditions du marché, à l'échelle interprovinciale. Un groupe de travail composé de hauts représentants du gouvernement fédéral et des provinces productrices est formé pour veiller à la mise sur pied de ce système et y travailler en collaboration avec toutes les parties intéressées, dont les provinces consommatrices et l'industrie. Les points cernés à l'issue de ce processus serviront à des discussions entre le gouvernement fédéral et les provinces productrices sur l'élaboration des conditions de l'Entente signée le 31 octobre 1985.

Entente sur le gaz naturel - prix planchers à l'exportation

Le 14 novembre, l'Office national de l'énergie diffuse une déclaration sur les règles applicables à l'exportation du gaz naturel, suite à l'Entente sur les marchés et les prix du gaz naturel signée le 31 octobre. L'Office fixe 12 prix planchers régionaux, afin que les prix à l'exportation tiennent uniquement compte des coûts de transport jusqu'aux différents points de sortie. Deux points de référence sont établis pour la Colombie-Britannique, l'Alberta et le Manitoba, un pour la Saskatchewan, trois pour l'Ontario (régions du Nord, de l'Est et du Sud), et deux pour le Québec, et ce pour les ventes régies par des contrats d'une durée de moins de deux ans.

La déréglementation rend la vie difficile aux petits producteurs de gaz naturel

En novembre, les petits producteurs de gaz naturel de l'Ouest canadien entrevoient avec pessimisme certaines implications de l'entente sur les marchés et les prix. Ils craignent d'être vulnérables dans un environnement déréglementé qui permet les ventes directes, dans la mesure où les grands producteurs pourront attirer des gros clients en leur offrant des rabais intéressants et un approvisionnement à long terme garanti. l'Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) estime qu'il ne faut pas permettre que les ventes à court terme prennent de l’ampleur au point d’exclure les contrats à long terme, car ces contrats garantissent des revenus stables aux producteurs et un approvisionnement fiable aux consommateurs. L'ACCP entrevoit comme solution que les petits producteurs se regroupent pour constituer des réserves en commun et qu'ils proposent des conditions contractuelles comparables à celles offertes par les grands producteurs. Les petits producteurs pourraient s'attendre à avoir accès à tous les marchés, notamment le marché résidentiel et celui des petites entreprises, ce qui leur permettrait de négocier des ententes de vente directe.

Usine de valorisation du pétrole de Husky

Dans le courant de novembre, des études de faisabilité sont entamées au sujet du projet de valorisation du pétrole lourd proposé par Husky Oil Ltd., au coût de 3,2 G$, dans la région de Lloydminster. Cette compagnie estime que le projet ne serait pas rentable compte tenu de la faiblesse persistante des prix, qui se situent dans le bas de la fourchette de 20 $ à 29 $/b, mais elle s'attend à une reprise des prix. Elle espère que le projet se réalisera, car sans usine de valorisation, les perspectives du marché du pétrole lourd lui paraissent beaucoup moins reluisantes à l'horizon des années 1990. À la fin de 1985, l'avenir du projet demeure incertain.

Audience de l'Office national de l'énergie sur la méthode de calcul de l'excédent de gaz naturel exportable

En novembre, l'Office national de l'énergie poursuit son audience générale sur les exportations de gaz naturel qui ont débuté à Calgary le 18 novembre et qui reprennent à Ottawa le 2 décembre. Les producteurs de gaz naturel de l'Ouest souhaitent un allégement des restrictions sur les exportations de gaz naturel; de leur côté, le gouvernement de l'Ontario et les consommateurs de l'Est du pays réclament le maintien de ces contraintes. L'Office fixe son attention sur la méthode de calcul de l'excédent, en place pour une durée de deux ans, qui doit permettre de déterminer le volume de gaz naturel que le Canada devrait garder en réserve pour les besoins intérieurs. En mai 1986, l'ONE publiera son rapport au sujet de la phase I de l’audience générale sur les exportations de gaz naturel, qui porte sur les difficultés liées à la méthode de calcul des excédents. L'ONE décidera d'établir une nouvelle méthode pour calculer les excédents de gaz naturel utilisables, d'après un rapport réserves-production (R/P) et une vérification de la capacité de production. Cette méthode reposera sur une prévision sur 20 ans tenant compte de facteurs comme les réserves restantes, les révisions à la hausse annuelles des réserves, la demande au Canada, le volume estimatif des exportations d'après les permis et les commandes, la production annuelle et la capacité de production annuelle. La question des excédents réels de gaz naturel en 1986 est remise à la phase II de l'audience de l'Office, qui se déroulera plus tard dans l'année.

1985-31 Différend au sujet des tarifs entre la Commission d'énergie électrique du N.-B. et Î.-P.-É.

Le 21 novembre, la Cour suprême du Canada rejette la demande de la Commission d'énergie électrique du Nouveau-Brunswick (Énergie NB) pour interjeter appel de la décision défavorable rendue par la Cour fédérale concernant les tarifs qu'elle souhaitait imposer aux consommateurs de l'Île-du-Prince-Édouard. Énergie NB et la société Maritime Electric Company Limited (MECL) de l'Île-du-Prince-Édouard s'affrontent depuis un certain temps au sujet du prix auquel la MECL achète son électricité d'Énergie NB. MECL soutient que l'Île-du-Prince-Édouard devrait pouvoir payer le même prix pour l'énergie d'économie que les clients américains. En mars 1984, elle a demandé à l'Office national de l'énergie (ONE) de trancher la question. En février 1985, l'ONE a statué qu'Énergie NB devait vendre l'énergie d'économie à MECL à un prix ne pouvant excéder celui offert aux clients des États-Unis. En juillet 1985, Énergie NB conteste la décision de l'ONE devant la Cour d'appel fédérale, pour la raison que l'Office outrepasse les limites de sa compétence en interprétant et en précisant les clauses contractuelles selon lesquelles la Commission doit offrir de l'énergie interruptible à MECL. En août 1985, la Cour donne raison à l'ONE. Le 28 octobre 1985, Énergie NB comparaît devant la Cour suprême du Canada afin de demander l'autorisation d'interjeter appel de la décision rendue par la Cour fédérale. Cette requête est rejetée.

Perspectives du secteur pétrochimique

Une évaluation menée en novembre au sujet du rendement de l'industrie pétrochimique canadienne en 1985 montre que, malgré la hausse de la production par rapport à 1984, les indices d'une nouvelle croissance des investissements font défaut. Les prévisions moroses dues à la surabondance de produits pétrochimiques et l'incertitude entourant les prix du pétrole sur la scène internationale freinent la prochaine vague d'investissements au Canada. La tendance baissière des revenus observée plus tôt dans l'année se poursuit, car la production a dû être écoulée dans un marché engorgé et caractérisé par une très vive concurrence, ce qui s'est traduit par des marges bénéficiaires minimes et une chute des revenus chez bon nombre des grands producteurs.

L'incertitude qui pèse dans le marché américain déréglementé du gaz naturel nuit aux exportations canadiennes.

Le 1er novembre, entre en vigueur une décision de la Federal Regulatory Energy Commission des États-Unis visant à stimuler la concurrence dans le marché intérieur du gaz naturel. Cette décision commence à semer de la confusion dans le marché américain, créant ainsi de l'incertitude pour les exportateurs canadiens de gaz naturel. Les moyens pris pour aiguiser la concurrence consistent à rendre les gazoducs inter-États plus accessibles, tant pour les producteurs que pour les utilisateurs. Selon les dispositions de cette décision, tous les gazoducs servant à acheminer du gaz naturel pour une tierce partie doivent être accessibles sans discrimination aucune à tout acheteur ou vendeur cherchant un tel service, mais les clients des gazoducs offrant ce type d'accès obtiennent aussi le droit de réduire la demande contractuelle dans une mesure allant jusqu'à 25 p. 100 par année. Par conséquent, les exploitants de gazoducs offrant un service temporaire risquent de perdre leurs volumes de vente établis. Le marché américain du gaz naturel semble être entré dans une phase de désorganisation, plusieurs exploitants de gazoducs choisissant de plus en plus de ne pas offrir d'accès à titre de « transporteurs de gaz naturel pour d'autres parties ». Une faiblesse chronique de la capacité de transport pourrait donner du fil à retordre aux exportateurs canadiens qui ont entamé des négociations concernant des ventes à court terme selon les modalités de la nouvelle entente du 31 octobre sur le gaz naturel, qui vient de déplafonner les exportations à court terme. Les difficultés liées aux prix et à la commercialisation dans le marché américain contribueront à faire fléchir les exportations canadiennes de gaz naturel au cours des cinq premiers mois de 1986, de 25 p. 100 par rapport à la même période en 1985. En mai 1986, les exportations accuseront un recul de 47 p. 100 par rapport à janvier 1986.

1985-32 Embellie pour l'économie pétrolière au Canada

Au début de décembre, la société d'investissement new-yorkaise Morgan-Stanley et Co. Inc. publie un rapport sur la situation économique du pétrole au Canada. Dans ce rapport, on affirme que le Canada offre probablement aux sociétés pétrolières le climat économique le plus propice dans le monde. Les auteurs prévoient que les bénéfices des sociétés pétrolières établies au Canada pourraient grimper d'au moins 80 p. 100 d'ici la fin des années 1980, à moins d’un effondrement du prix du pétrole. Étant donné que les coûts d'exploration et de mise en valeur sont beaucoup moins élevés au Canada qu’aux États-Unis, l’activité devrait continuer à prendre de l'ampleur, après avoir grimpé de 16 p. 100 en 1984 et d'un taux projeté de 17 p. 100 en 1985, ce qui devrait se traduire par une augmentation de la production de pétrole et de gaz naturel. La société Salomon Brothers Inc. de New York avait publié un rapport à peu près aussi favorable au milieu de 1985.

Le vérificateur général obtient gain de cause dans ses efforts d'accès à l'information sur Petrofina

Le 5 décembre, la Cour fédérale rend une décision en faveur du vérificateur général au sujet du différend qui l'opposait au gouvernement. La Cour conclut que le vérificateur général devrait avoir accès aux documents du Cabinet concernant l'acquisition par Petro-Canada, en 1981, de Petrofina. À son avis, ces documents renferment des renseignements qui ont trait aux dépenses publiques et qui, par conséquent, tombent sous la responsabilité du vérificateur général, conformément à la Loi sur le vérificateur général.

Raffinerie de Come-By-Chance

En décembre, le gouvernement de Terre-Neuve déclare qu'il n'est pas intéressé à acheter la raffinerie de pétrole de Come-By-Chance. Le gouvernement a eu des pourparlers avec Petro-Canada au sujet de l'avenir de la raffinerie, qui avait fait faillite en 1976 après à peine plus de deux ans d’activité et avait été mise hors service en attendant que des tentatives soient faites pour la remettre en marche. À la fin de 1985, une compagnie offre d'acheter la raffinerie et de la démanteler pour vendre les pièces à la ferraille, et une autre compagnie se montre intéressée à l'acheter pour l'exploiter. En 1987, cette dernière (Newfoundland Energy Ltd.) achète les installations et procède à leur remise en état en vue de les exploiter.

Commission d'examen des sociétés pipelinières nommée pour se pencher sur le commerce du gaz naturel

Le 13 décembre, le ministre d'EMR annonce la nomination d'une commission d'examen des sociétés pipelinières, constituée de trois membres, qui sera chargée d'examiner le rôle et les activités des sociétés pipelinières interprovinciales et internationales engagées dans l'achat, la vente et le transport du gaz naturel. Cette commission est formée dans le cadre de l'Entente du 31 octobre 1985 sur les marchés et les prix du gaz naturel. La commission présentera son rapport le 14 avril 1986. Ce rapport propose un plan directeur pour l'industrie du gaz naturel, qui exercerait ses activités sous un régime de prix déterminés par les conditions du marché. La commission conclut que l'adoption d’un régime de prix sensibles aux conditions du marché d’ici le 1er novembre 1986 serait réalisable tant pour le gouvernement que pour l'industrie.

Demande de propositions pour l'exploration au large de Terre-Neuve aux termes de l'Accord de l'Atlantique et de la nouvelles politique sur les régions pionnières; deuxième série d'ententes d'exploration au large de la Nouvelle-Écosse

Le 17 décembre, le gouvernement fédéral et la province de Terre-Neuve annoncent la première demande de propositions aux termes de l'Accord de l'Atlantique, signé en février, et de la politique sur les régions pionnières annoncée en octobre. Les propositions, qui visent six parcelles de terre d’une superficie totale de 1,5 million d'hectares situées au large de Terre-Neuve, doivent être adressées à l'Office Canada-Terre-Neuve des hydrocarbures extracôtiers. Deux de ces parcelles sont situées au sud d'Hibernia, une au nord, deux dans la partie sud-ouest des Grands Bancs et une dans la région septentrionale du bonnet Flamand. Selon la nouvelle politique sur l'énergie des régions pionnières, les compagnies pétrolières et gazières pourront présenter des soumissions d'après un critère unique, à savoir les dépenses totales engagées au cours de la première période de l'entente d'exploration. Une entente d'exploration couvrant une période initiale de quatre ans devra être accordée pour quatre des six parcelles de territoire; une entente couvrant une période de cinq ans sera accordée pour les deux autres parcelles. À la fin de la première période, 50 p. 100 des terres seront abandonnées. Si une compagnie fore un puits pendant la première période, elle aura droit à une période supplémentaire de trois ans, pourvu qu'elle paie ses frais annuels de location. Toutes les compagnies devront souscrire à l'énoncé de principes concernant les retombées socio-économiques, l'emploi et la formation. Le 20 décembre, 10 ententes d'exploration de la deuxième série sont conclues avec des compagnies travaillant sur la plate-forme Néo-Écossaise selon les dispositions de la politique sur les régions pionnières, suite aux recommandations de l’Office Canada-Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers.

1985-33 Projet de loi fédéral sur les hydrocarbures – fondement législatif de l'énoncé de politique du 30 octobre 1985 sur l'énergie des régions pionnières

Le 20 décembre, le gouvernement dépose au Parlement le projet de loi C-92 – Loi fédérale sur les hydrocarbures. Elle vise à fournir de nouvelles mesures incitatives en faveur de l'exploration pétrolière et à améliorer le régime de gestion des ressources pétrolières et gazières dans les régions pionnières au Canada. Elle constitue le fondement législatif de l'énoncé de politique du 31 octobre 1985 intitulé « L'énergie des régions pionnières canadiennes : un cadre d'investissement et de création d'emplois ». La loi proposée remplacera la Loi sur le pétrole et le gaz du Canada de 1982. Elle se distingue de la précédente par les dispositions suivantes : les droits d'exploration sont accordés selon le jeu de la concurrence en fonction d'un critère de soumission unique; la disposition rétroactive concernant la part de 25 p. 100 que retient le gouvernement sur tous les intérêts dans les régions pionnières est éliminée; l'exigence concernant le taux de participation canadienne de 50 p. 100 est maintenue mais n’est pas rétroactive et privilégie les solutions provenant du secteur privé; un régime fédéral de redevances est institué afin d'encourager la réussite en limitant le fardeau financier supporté par l'industrie pendant la première phase de production; les pouvoirs de réglementation étendus sur les activités de forage et de production sont réduits; Petro-Canada se voit retirer son statut privilégié. Le projet de loi apporte également plusieurs modifications à la Loi sur la production et la rationalisation de l'exploitation du pétrole et du gaz.

Groupe de travail sur l'utilisation du charbon de l'Ouest canadien en Ontario

Le 18 décembre, les gouvernements de l'Alberta et de l'Ontario rendent public le rapport du Groupe de travail conjoint Alberta-Ontario sur l'utilisation du charbon de l'Ouest canadien à faible teneur en soufre en Ontario. Les auteurs du rapport décrivent les principaux obstacles à l'expansion des ventes de charbon de l'Ouest canadien en Ontario et recommandent la nomination d’un conseiller en mise en valeur du charbon pour travailler auprès des producteurs de charbon, du gouvernement, des expéditeurs et des consommateurs, afin de surmonter les obstacles à l'utilisation accrue du charbon de l'Ouest canadien, d'une part, et, d'autre part, pour cerner des mesures précises susceptibles de faciliter l’accroissement de l'utilisation du charbon de l'Ouest en Ontario. Les analyses économiques et techniques montrent qu'il coûterait moins cher à Ontario Hydro d'installer des systèmes de désulfuration des gaz de combustion (DGC) et de brûler du charbon américain à plus forte teneur en soufre que d'utiliser du charbon canadien à faible teneur en soufre. En 1985, le prix au point de livraison de la houille bitumineuse de l'Ouest canadien devrait se situer en moyenne à 75 $/t pour que l'utilisation de charbon de l'Ouest à faible teneur en soufre soit aussi rentable que l'utilisation de charbon américain, compte tenu des coûts de la DGC que nécessite ce type de charbon et du taux de change au moment de l'analyse. Or, le prix du charbon canadien au point de livraison se situe autour de 90 $/t. Par contre, l'utilisation de houille bitumineuse de l'Ouest canadien créerait probablement plus d'emplois au Canada que l'utilisation de charbon américain, et permettrait de maîtriser les émissions de gaz acides grâce à la désulfuration des gaz de combustion. L'évaluation des deux solutions doit se poursuivre en 1986.

Perspectives de l'offre et de la demande de charbon

Les données statistiques de l'année 1985 sur l'offre et la demande de charbon jusqu'en décembre montrent que l'industrie houillère canadienne a atteint des records au chapitre de la production et des exportations. La production a grimpé de 5 p. 100 par rapport à 1984 pour atteindre 60,5 Mt. Les exportations se sont établies à plus de 27 Mt, en hausse de 9 p. 100 par rapport à l'année précédente. Quant aux importations, elles ont chuté de 12 p. 100 à 16 Mt, ce qui n'étonne guère compte tenu de la mise en place de nouvelles capacités de production d'énergie nucléaire en Ontario. On prévoit que le recul des importations se poursuivra au cours des années 1990. Malgré l'essor des exportations, la capacité excédentaire dans le monde continue d'exercer des pressions baissières sur le prix du charbon à coke et ceux du charbon thermique. Une bonne part de la croissance des exportations canadiennes s'explique par l'augmentation du nombre de cargaisons de charbon à destination du Japon. À cet égard, en 1984 et en 1985, le Canada a remplacé les États-Unis au deuxième rang des fournisseurs de charbon à coke du Japon, le plus grand importateur de charbon dans le monde. Pour le reste de la décennie, on prévoit une lente croissance des exportations supplémentaires, mais on entrevoit la possibilité de fortes augmentations, selon l'évolution du marché mondial du charbon thermique, qui est en croissance. L'exportation de charbon thermique retient nettement l'attention. En effet, en 1985, tous les grands projets canadiens d'extraction de charbon destiné à l'exportation, qu'ils soient au stade de la prospection active ou de la mise en valeur préliminaire, s’intéressent au charbon thermique. La consommation intérieure de charbon, soit 48 Mt, se situe légèrement en deçà du niveau enregistré

1985-34 en 1984. Le secteur des services d’utilité publique représente 82 p. 100 de la demande intérieure. Malgré une baisse de 20 p. 100 de sa consommation totale, Hydro Ontario a utilisé 5 p. 100 de charbon canadien de plus en 1985, ce qui est encourageant pour la production intérieure, compte tenu de l'importance de ce marché. Les autres changements majeurs dans le marché intérieur sont l'augmentation de 17 p. 100 du volume de charbon thermique utilisé en Nouvelle-Écosse, au niveau record de 2,3 Mt; dans cette province, le charbon représente 70 p. 100 des sources d’énergie utilisées pour produire de l'électricité. Cette proportion sera appelée à augmenter une fois que le brûleur à mazout de 150 MW de la centrale de Point Tupper sera converti au charbon, en décembre. Les mines de Nouvelle-Écosse ont permis de combler l'ensemble des besoins de cette province.

Capacité excédentaire en électricité - intérêt croissant pour les exportations

Les données enregistrées jusqu'en décembre montrent que, malgré l'essor considérable de la demande d'électricité observé en 1984 et en 1985, la capacité de production d'électricité demeure notablement excédentaire à la fin de 1985. L'excédent net de la capacité de production pour l'année 1985 est évalué à près de 24 p. 100. Les ajouts de capacité apportés au cours de l'année représentent 2 878 MW, soit considérablement moins que les 6 250 MW supplémentaires enregistrés en 1984. Cette capacité de production additionnelle se répartit comme suit : hydroélectricité, 47 p. 100 , principalement au Québec et en Colombie-Britannique, et énergie nucléaire, 46 p. 100, en Ontario exclusivement. Les 7 p. 100 restants proviennent du charbon, également en Ontario. Les projets d'expansion de la production sont reportés dans certaines provinces, notamment le barrage hydroélectrique sur la rivière Slave, dans le nord de l'Alberta, et les engagements pris pour accroître substantiellement la capacité de production dans le cadre de la phase II du projet de la baie James, au Québec. Compte tenu de ces capacités excédentaires, les services d'utilité publique multiplient les activités de promotion pour accroître les ventes dans les marchés résidentiels, commerciaux et industriels et prospectent du côté de l'exportation. Le Nouveau-Brunswick, le Québec et l'Ontario tentent d'accroître leurs exportations dans les marchés de l'État de New York et de la Nouvelle-Angleterre, tandis que le Manitoba tente de réaliser des ventes au Minnesota, au Wisconsin, dans le Dakota du Nord et au Nebraska. Pour sa part, la Colombie-Britannique espère écouler de l'électricité dans le sud de la Californie. La plupart des ventes à l'exportation concernent de l'énergie interruptible ou des contrats à court terme d'énergie garantie, mais les vendeurs et les acheteurs montrent un intérêt grandissant pour les contrats à plus long terme d'énergie garantie. Cette tendance pourrait donner lieu à la construction de centrales pour desservir des marchés étrangers. Pratiquement toutes les exportations d'électricité réalisées en 1985 proviennent de centrales construites pour approvisionner les consommateurs canadiens, compte tenu des prévisions formulées au milieu des années 1970, qui faisaient état d'une augmentation de la demande. La capacité de production d'électricité installée au Canada en 1985 s'élève à 96 746 MW. Les chiffres ci-dessous montrent l'évolution de la puissance installée au Canada de 1950 à 1985 :

1950 - 9 800 MW

1960 - 23 049 MW

1970 - 42 826 MW

1980 - 81 638 MW

1985 - 96 746 MW Durant cette période, la part de l'hydroélectricité dans puissance totale installée au Canada est passée de 91 p. 100 en 1950 à 58 p. 100 en 1985. La capacité de production des centrales

1985-35 thermiques classiques (principalement à charbon) représente 32 p. 100 de la puissance totale en 1985, comparativement à 10 p. 100 pour l'énergie nucléaire.

Perspectives des opérations pétrolières et gazières, des réserves et de la sécurité d'approvision-nement

En 1985, les opérations de forage (pétrole et gaz naturel) enregistrées jusqu'à la fin de décembre atteignent le record historique de 12 564 puits, ce qui représente une augmentation de 28,7 p. 100 par rapport à 1984. L'Association canadienne des producteurs pétroliers estime les coûts de forage et d'équipement des puits complétés en 1985 à 5,8 G$. Les opérations de forage ont considérablement changé au cours des cinq dernières années. Ainsi, en 1980, les puits de gaz représentaient près de 61 p. 100 des puits productifs, contre 27 p. 100 seulement en 1985, tandis que la part des puits de pétrole est passée de 39 p. 100 à 73 p. 100 pendant la même période. La mise en œuvre en 1985 de nouvelles politiques en matière de fiscalité et de prix contribue grandement à stimuler les activités de l'industrie pétrolière et gazière au cours de cette année. Du côté des réserves, les estimations formulées par l'Association canadienne des producteurs pétroliers jusqu'à la fin de 1985 montrent que toutes les réserves de pétrole, y compris celles des régions pionnières, ont augmenté de 9,3 p. 100 en 1985, pour atteindre 1 460,5 Mm3 (9,2 milliards de barils). Par contre, les réserves de pétrole brut classique des régions de production établies ont accusé un repli de 1,6 p. 100 pour s'établir à 832,8 Mm3 (5,2 milliards de barils). Comme on ne prévoit aucune amélioration notable à court terme des approvisionnements provenant des gisements non classiques ou des réserves de régions pionnières, les régions établies du Bassin sédimentaire de l'Ouest canadien demeureront la principale source de pétrole. On craint néanmoins que le déclin persistant des réserves classiques s'accentue si l'industrie ne parvient pas à améliorer le taux de renouvellement. En conséquence, ces données font planer un doute sur la sécurité de l'approvisionnement de pétrole au Canada. Bien que les opérations de forage gazier aient diminué au cours des quatre dernières années, les réserves ont perdu à peine 0,9 p. 100 en 1985, pour s'établir à 2 784 Gpi3 (98,8 Tpi3). En fait de production nette en 1985, le Canada possède, en fin d’année, l'équivalent de près de 34 ans de réserves établies de gaz naturel, et de 13,5 ans de réserves établies de pétrole brut et d'équivalent pétrole (à l'exception du pétrole brut synthétique, du bitume et du gaz de pétrole liquéfié), aux niveaux de production actuels. On entrevoit un virage vers la mise en valeur des sables bitumineux et du pétrole lourd. La hausse des dépenses en immobilisations et en réparations liées à la mise en valeur des sables bitumineux, qui sont passées de 510 M$ en 1984 à 1,1 G$ en 1985, est un indice de cette tendance. Les dépenses totales engagées en amont par l'industrie pétrolière sont passées de 8,7 G$ à 10,6 G$ de 1984 à 1985. La part des dépenses consacrée aux sables bitumineux a presque doublé pour atteindre 10,7 p. 100.

Perspectives de l'uranium et de l'énergie nucléaire

Les données disponibles à la fin de décembre indiquent que le Canada a produit environ 10 870 t d'uranium élémentaire (tU) en 1985. Compte tenu des plans de mise en valeur qui commencent à se concrétiser en Saskatchewan et des projets récemment achevés en Ontario, la capacité de production annuelle est appelée à se stabiliser à près de 12 000 tU jusqu'à la fin des années 1980. Comme les besoins intérieurs ne représentent que 15 p. 100 de la production, la majeure partie de la production canadienne sera exportée. Les trois producteurs de la Saskatchewan représentent 55 p. 100 de la production canadienne enregistrée en 1985; le reste provient des deux producteurs de l'Ontario. À la fin de 1985, le Canada possède 16 réacteurs nucléaires CANDU qui représentent collectivement une capacité de production nette de quelque 9 500 MW en service, et 7 autres réacteurs prêts à la mise en service ou en cours de construction qui totalisent une capacité supplémentaire de près de 5 700 MW. L'électricité de source nucléaire représente près de 12 p. 100 de toute l'électricité produite au Canada et plus du tiers de l'électricité produite par Ontario Hydro. D'après les chiffres mondiaux de l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA) et la situation de l'industrie nucléaire au Canada en 1985, la capacité nucléaire installée au Canada est appelée à croître de 15 à 20 GWe d'ici l'an 2000, ce qui exigera près de 2 200 tU par année. La capacité annuelle de production d'uranium du Canada devrait grimper à près de 12 000 tU d'ici la fin de 1986. Le pays devrait demeurer au premier rang des exportateurs mondiaux d'uranium pendant plusieurs années. En raison de l'avenir incertain du marché de l'uranium pendant le reste des années 1980, il est peu probable que d'autres projets de production voient le jour au Canada avant le début des années 1990.

1985-36 Le niveau d'activité dans les terres du Canada culmine en 1985

Les données disponibles en décembre au sujet du programme d'exploration dans les terres du Canada en 1985 indiquent que 64 puits d'exploration et de délimitation ont été forés au cours de l'année, 10 de plus qu'en 1984; de ce total, 27 puits ont été creusés au large de la côte est, 35 dans les régions nordiques, et deux dans la baie d'Hudson. Ce programme de forage a débouché sur 15 découvertes importantes, 6 au large de la côte est et 9 dans le Nord. Pour la première fois depuis 1981, les découvertes de pétrole ou de pétrole et de gaz naturel ont été plus nombreuses que les découvertes de gaz naturel seul. Les ressources pétrolières et gazières découvertes ont augmenté de 15 p. 100 et de 5 p. 100 respectivement en 1985. Le fait le plus marquant de l'année a été la publication d’un rapport en décembre sur les débits de pétrole très impressionnants mesurés lors des essais préliminaires effectués dans le premier puits de délimitation qui recoupe le gisement mixte Amauligak découvert par Gulf dans la mer de Beaufort en 1984.

Traité du fleuve Columbia

Le 31 décembre, la Commission d'ingénieurs permanente du Traité du fleuve Columbia présente son rapport pour la période du 1er octobre 1984 au 30 septembre 1985 au ministre de l'Énergie, des Mines et des Ressources et au Secrétaire d'État des États-Unis. Ce rapport annuel, comme les 20 précédents, est présenté conformément aux dispositions de l'article Xv, paragraphe 2(e) du Traité entre les États-Unis d'Amérique et le Canada au sujet de la mise en valeur concertée des ressources en eau du bassin du Columbia, signé à Washington, D.C. le 17 janvier 1961. Chaque rapport présente les résultats obtenus et les avantages récoltés aux termes du Traité au cours de l'année écoulée; pris ensemble, les rapports constituent un important recueil officiel de faits historiques concernant l'administration du Traité. Avant d'entrer dans le vif des réalisations de 1985, les auteurs du rapport font remarquer ce qui suit :

« Parmi les réalisations découlant du Traité, mentionnons la construction des ouvrages prévus au Traité, le développement du réseau hydrométéorologique, la préparation annuelle des plans d'exploitation pour la production d'énergie et la régularisation des crues, ainsi que le calcul annuel des avantages énergétiques d'aval. Les trois ouvrages de retenue aménagés en Colombie-Britannique aux termes du Traité, à savoir les retenues Duncan, Arrow et Mica, procurent des avantages au Canada et aux États-Unis sur les plans de la production d'énergie et de la régularisation des crues. Il en va de même du projet Libby. Aux États-Unis, une régularisation accrue des débits, grâce aux ouvrages prévus dans le Traité, a facilité l'accroissement de la capacité de production d'énergie des centrales déjà existantes sur le fleuve Columbia. Au Canada, l'achèvement de la centrale Canal sur la rivière Kootenay en 1976, l'installation de générateurs au barrage Mica en 1976-1977 et la réalisation du projet Revelstoke en 1984 ont accru considérablement les avantages énergétiques. Il s'agit en fait d'une augmentation de puissance de quelque 4 000 MW au Canada, qui n'aurait sans doute pas eu lieu sans la signature du Traité. En outre, on est en train d'installer des générateurs au barrage Hugh Keenleyside et on prévoit en installer d'autres au site de Murphy Creek, près de Trail, en Colombie-Britannique. »

La Commission d'ingénieurs permanente conclut dans son rapport de 1985 que les objectifs du Traité du fleuve Columbia ont été atteints.

1985-37 Rapport de l'Agence de surveillance du secteur pétrolier pour 1985

L'Agence de surveillance du secteur pétrolier (ASSP) a rédigé son rapport annuel sur l'industrie pétrolière canadienne pour 1985 à partir de données collectées jusqu'en décembre. Ce rapport sera rendu public le 17 juillet 1986. L'ASSP a été constituée conformément à un décret passé le 1er août 1980 en vertu de la Loi sur les enquêtes. Les pouvoirs dont elle est investie en vertu de cette loi ont été prorogés par la Loi sur la surveillance du secteur énergétique, qui a reçu la sanction royale le 7 juillet 1982 et a été promulguée le 18 février 1983. L'ASSP a pour mandat de fournir au gouvernement fédéral, aux provinces et aux membres du public des renseignements complets et objectifs sur la situation et le rendement de l'industrie pétrolière au Canada, pour que le public et le secteur privé assoient leurs décisions sur les meilleures données possibles. Les enquêtes de surveillance couvrant l'année entière et le premier semestre servent à fournir des données concernant la production, les bénéfices, les flux financiers, les frais d'immobilisations, les versements de dividendes ainsi que la propriété et le contrôle, entre autres critères de mesure du rendement de l'industrie pétrolière. En 1985, le bénéfice net de l'industrie, toutes activités confondues, a reculé de 22 p. 100 pour s'établir à 2,9 G$; par contre, les fonds autogénérés ont augmenté de 8 p. 100 et les dépenses en immobilisations ont grimpé de 15 p. 100 par rapport à 1984. La baisse du bénéfice net s'explique par des radiations d'actif exceptionnelles de 1,2 G$ en 1985. Par conséquent, le taux de rendement de l'avoir des actionnaires a reculé à 7,2 p. 100, comparativement à 9,9 p. 100 en 1984. Les recettes totales à répartir parmi l'industrie et les gouvernements ont grimpé de 1,2 milliard pour atteindre 24,4 G$ en 1985. La part du gouvernement fédéral a augmenté, passant de 15 p. 100 en 1984 à 16 p. 100 en 1985. La part des gouvernements provinciaux a décru de deux points de pourcentage pour atteindre 30 p. 100. La part de l'industrie est restée pratiquement inchangée à 54 p. 100. Selon le critère des revenus en amont, la participation canadienne dans l'industrie a augmenté à 48 p. 100 en 1985, par rapport à 42,5 p. 100 l'année précédente, tandis que le contrôle canadien a gagné 7,9 points de pourcentage pour atteindre 48,4 p. 100. L'enquête de 1984 reposait sur des données obtenues auprès de 125 entreprises de l'industrie pétrolière qui représentaient environ 90 p. 100 des revenus de l'industrie. Les auteurs du rapport font remarquer que les résultats généralement favorables de 1985 ne fournissent qu'une indication fragmentaire de la situation de l'industrie au milieu de 1986 (au moment de la parution du rapport), en raison de l'effondrement des cours du pétrole pendant les premiers mois de 1986, et de ses fortes répercussions sur la situation de l'emploi et de l'investissement dans le secteur pétrolier.

Le prix du pétrole sur la scène internationale - un important facteur de la politique énergétique canadienne

À sa rencontre du 7 décembre, l'OPEP décide de défendre âprement sa part du marché international du pétrole brut, estimant que cette part représente entre 17 et 18 Mb/j. Les analystes prévoient que cette décision se traduira, en 1986, par des excédents de l'ordre de 1 à 1,5 Mb/j et qu'elle exercera une pression baissière sur les prix, qui avaient commencé à se replier avant l'annonce de l'OPEP. Le rejet inattendu, par l'OPEP, des quotas de production et de son propre régime de prix provoque un cataclysme dans les marchés internationaux. Les prix officiels de l'OPEP ont été maintenus autour de 27 $US/b en 1985, après être restés près de 28,50 $ pendant la majeure partie de 1983 et de 1984 et après avoir chuté soudainement par rapport à 33 $ en mars 1983. En décembre 1985, ils amorcent une nouvelle baisse. En janvier 1986, le prix officiel sera de 24,94 $/b. Il reculera à 16,65 $ en février puis à 12,50 $ en mars. En juillet 1986, les prix de l'OPEP s'effondrent à 8 $/b. En septembre, on s'attend à ce que les prix de l'OPEP se stabilisent entre 15 $ et 18 $ par suite de l'abaissement de la production des pays membres à un plafond fixé à 16,8 Mb/j. Fin 1986, une autre réduction de la production à 15,8 Mb/j fait remonter le prix à 18 $/b. Les événements largement inattendus qui secouent le prix du pétrole en 1986 surviennent juste après que d'importantes modifications ont été apportées à la politique énergétique en 1985. Comme 1985 a été une année relativement bonne pour l'industrie pétrolière canadienne, des changements et des retouches s'imposeront à la lumière du nouveau contexte de déréglementation. Comme dans les années 1970 et au début des années 1980, la politique pétrolière et la politique énergétique prises ensemble au milieu des années 1980 réclament une attention soutenue du gouvernement au pouvoir, qui ne doit pas perdre de vue les objectifs de la gestion de l'économie de l'énergie pour servir au mieux les intérêts des Canadiens, compte tenu d'un environnement international en constante évolution.

Énergies de l'avenir -- les recherches sur la

En décembre, Énergie atomique du Canada limitée (EACL) se prépare à gérer pour la première année le programme national de fusion thermonucléaire. C'est également la première fois qu'EACL participe à l'exploitation du Tokamak de Varennes, une installation d'essai sur la fusion

1985-38 fusion menées par EACL, le CNRC et l'IREQ

thermonucléaire contrôlée, d'une valeur de 40 M$, située près de Montréal, ainsi qu'au Programme technique canadien des combustibles de fusion, en plus de collaborer aux efforts internationaux sur la fusion, dans le cadre de son programme de recherches. En mars 1987, le Tokamak de Varennes entrera en service et commencera à produire ses premiers lots de plasma. Dans la plupart des pays industrialisés, on effectue des recherches sur la fusion thermonucléaire dans le but d'utiliser cette technologie comme principale source d'énergie. Le Tokamak de Varennes sera l'aboutissement d'un projet fédéral-provincial de recherche sur la fusion qui a débuté en 1979. Hydro-Québec s'est joint au Conseil national de recherches du Canada aux fins de ce projet. C'est l'Institut de recherche d'Hydro-Québec (IREQ), en collaboration avec l'Université de Montréal et d'autres centres de recherche, qui est chargé de mener à bien le projet. En ce milieu des années 1980, le gouvernement canadien projette d'établir un centre de recherche sur la fusion thermonucléaire aux installations du Tokamak de Varennes, en vue de construire une usine d’envergure commerciale d'ici les 30 prochaines années et de convertir l'énergie nucléaire en électricité, à condition qu’une technologie puisse être mise au point pour permettre de manipuler du plasma de gaz en fusion à une température voisine de 100 millions de degrés Celsius.

1985-39