Rapport annuel 2018-2019 Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC)

Historique de Pétrole et gaz des Indiens du Canada et pouvoirs juridiques en vertu desquels il exerce ses activités

En ce qui concerne les affaires autochtones, le gouvernement du Canada possède un vaste mandat qui relève essentiellement des lois en vigueur et des obligations légales découlant du paragraphe 91(24) de la Loi constitutionnelle de 1867. Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada (RCAANC)^{Note de bas de page1}doit s’acquitter de diverses obligations du gouvernement fédéral auprès des peuples autochtones selon les dispositions de la Constitution, des traités, de la Loi sur les Indiens et d’autres lois pertinentes. La gestion des ressources naturelles situées sur les terres des Premières Nations, notamment le pétrole et le gaz, fait partie de ces obligations.

L’exploitation des ressources pétrolières et gazières sur les terres de réserve des Premières Nations est, depuis 1974, réglementée par la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 1974. Auparavant, l’exploitation des ressources pétrolières et gazières était administrée en vertu de la Loi sur les Indiens. En 1977, le Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes a été promulgué et assujetti à la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 1974. La dernière révision de cette réglementation remonte à 1995.

Créé en 1987, Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC) a remplacé Ressources minérales des Indiens (Ouest) au ministère des Affaires indiennes et du Nord canadien^{Note de bas de page1}. PGIC a comme mandat de gérer l’exploitation des ressources pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations et de faire progresser les initiatives amorcées par les Premières Nations pour gérer et contrôler leurs ressources. En 1993, PGIC a reçu le statut d’organisme de service spécial pour mettre l’accent davantage sur les clients. PGIC relève de RCAANC par l’entremise du sous-ministre adjoint du Secteur des terres et du développement économique.

Autorisations législatives

PGIC est régi conformément aux dispositions de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 1974 et le Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 1995.

PGIC exerce également ses activités en conformité avec des dispositions d’autres lois fédérales, notamment la Loi sur les Indiens, la Loi canadienne sur l’évaluation environnementale (2012)^{Note de bas de page2}et la Loi sur la gestion des finances publiques.

Conseil de cogestion de PGIC

PGIC est dirigé par un directeur exécutif et président-directeur général qui est membre du Conseil de cogestion de PGIC. Le Conseil a été créé en 1996 à la suite de la signature d’un protocole d’entente entre le ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien et le Conseil des ressources indiennes (CRI), un organisme autochtone qui représente quelque 189 Premières Nations membres ayant des ressources pétrolières et gazières ou susceptibles d’en avoir. Le Conseil concentre ses efforts sur les dossiers d’intérêt commun.

Le Conseil de cogestion de PGIC compte neuf membres. Il est composé du président du CRI et de cinq membres nommés par le CRI. Deux postes sont désignés pour les représentants du gouvernement, à savoir le sous-ministre adjoint du Secteur des terres et du développement économique et le directeur exécutif et président-directeur général de PGIC. Le ministre nomme un membre choisi parmi les représentants de l’industrie pétrolière et gazière.

Rôles et responsabilités

PGIC est un organisme de service spécial et un employeur distinct qui relève de Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada. Il est chargé de gérer et de réglementer les ressources pétrolières et gazières dans les terres désignées^{Note de bas de page3}des Premières Nations à l’échelle du Canada.

Plus de 500 réserves comprennent des terres désignées, aux termes de la Loi sur les Indiens, pour l’exploitation pétrolière et gazière. À l’heure actuelle, 194 entreprises ont des ententes actives relatives aux ressources pétrolières et gazières sur des terres appartenant aux Premières Nations. PGIC gère actuellement les ressources pétrolières et gazières à l’aide d’ententes actives à cet effet conclues avec 57 Premières Nations (108 réserves). La totalité des fonds recueillis au nom des Premières Nations est déposée dans leurs comptes en fiducie.

PGIC collabore de près avec les chefs et les conseils des Premières Nations dans le contexte des processus de négociation et d’approbation. Toutes les ententes doivent être approuvées par le chef et le conseil en vertu d’une résolution du conseil de bande. Pour aider les Premières Nations qui ont désigné leurs terres à des fins d’activités pétrolières et gazières, PGIC remplit les fonctions principales suivantes :

• Faciliter la négociation, l’adjudication et l’administration continue des contrats entre les Premières Nations et les sociétés pétrolières et gazières.
• Réaliser les analyses environnementales et offrir des mesures de protection de l’environnement.
• Assurer la surveillance et vérifier les prix de production et de vente du pétrole et du gaz.
• Vérifier, évaluer et percevoir les sommes telles que les primes, les redevances et les loyers.
• Assurer la gestion du cycle de vie, y compris la surveillance de la conformité des puits, des pipelines et des installations au cours de toutes les étapes, ainsi que les abandons, les mesures correctives et les réclamations.
• Assurer le respect des exigences légales et contractuelles.

Projet clé no 1 – Mise en œuvre de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009) (Loi de 2009) et de son règlement de la phase I

Vu qu’il s’agit d’un effort pluriannuel, il est important de fournir un certain contexte historique important.

Projet clé no 2 – Système de gestion des données sur les ressources 2 (SGDR2)

Résultats réalisés en 2018-2019

En ce qui a trait à la nouvelle fonctionnalité pour la gestion des redevances :

• Au cours du premier trimestre, les 14 mécanismes de calcul des redevances pour les baux actifs en Saskatchewan avaient été cernés et achevés et avaient passé des essais d’acceptation, alors que des travaux avaient été amorcés sur les 44 mécanismes recensés en Alberta;
• Au deuxième trimestre, des travaux de conception du module de déductions pour frais d’exploitation d’installation gazière ont été réalisés en vue d’appuyer une date de mise en œuvre possible au cours du quatrième trimestre;
• En février 2019, un jalon important du projet a été franchi lorsque la nouvelle fonction relative aux déductions pour frais d’exploitation d’installation gazière (DFEIG) a été lancée comme prévu. Les clients et les intervenants de PGIC utiliseront cette nouvelle fonction à la prochaine période pour produire leurs rapports sur les DFEIG, et les nouveaux outils et processus devraient faciliter et rationaliser la production de rapports.

En ce qui concerne la gestion des redevances et la présentation ou mise à l’essai des éléments liés à la gestion des cas du projet SGDR2, des ateliers avec des experts en la matière de PGIC ont été lancés au quatrième trimestre de l’exercice précédent. Les travaux initiaux étaient axés sur la planification et l’élaboration du moteur de calcul des redevances et définissaient les besoins et les sources de données utilisées dans le schéma des redevances, comme indiqué dans les baux et les bases de données à l’appui de ces données. Ces travaux ont mené au développement d’un prototype du moteur de calcul des redevances. Le projet SGDR2 devrait être achevé en 2020-2021.

Projet clé no 3 – Élaboration du Règlement de la phase II

Une approche échelonnée à l’élaboration du Règlement signifie que ce dernier sera progressivement élaboré et mis en vigueur jusqu’au remplacement complet du Règlement de 1995 existant par un nouveau règlement moderne.

Activités opérationnelles

PGIC compte quatre directions distinctes chargées de réglementer et de gérer l’exploration et l’exploitation des ressources pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations :

1. direction exécutive;
2. direction de l’administration des baux et des redevances;
3. direction de la conformité aux règlements;
4. direction de la planification et services ministériels.

Sujet d’intérêt : Réduction annoncée de la production de pétrole brut par la province d’Alberta

Le 2 décembre 2018, le gouvernement de l’Alberta a annoncé une réduction temporaire de la production de bitume et de pétrole bruts à compter du 1er janvier 2019. Selon la province, elle a produit une quantité supérieure de pétrole brut en 2018 à ce qui pouvait être exporté par rail ou pipeline. Cette production a eu des répercussions sur les niveaux de stock, les prix du pétrole brut et d’autres aspects du marché. Pour protéger la valeur de son pétrole et éviter de vendre le pétrole brut canadien à grand rabais, le gouvernement de l’Alberta a temporairement restreint la production pour la faire correspondre à sa capacité d’exportation. Les exigences de réduction de la production doivent être imposées au niveau des exploitants et seront attribuées à chaque exploitant par l’organisme de réglementation provincial.

De nombreuses Premières Nations de l’Alberta ont fait part de préoccupations par rapport à la réduction de la production pétrolière de l’Alberta. Tandis que les provinces productrices de pétrole et de gaz ont accès à d’autres sources de revenus, comme les impôts et taxes appliqués aux entreprises et autres taxes, pour compenser un certain degré de réduction des recettes de redevances, toutes les Premières Nations productrices de pétrole et de gaz n’ont pas accès à de telles sources de revenus supplémentaires. Par ailleurs, les taux de redevances pétrolières et gazières pour la production sur les terres des Premières Nations sont presque toujours supérieurs aux taux de redevances dans la province avoisinante (les taux de redevances sont généralement supérieurs pour les Premières Nations, car les provinces reçoivent des recettes sous d’autres formes à partir des mêmes activités, c’est-à-dire que les entreprises paient aux provinces des redevances, des taxes sur le carburant et des suppléments liés au véhicule [immatriculation], entre autres). Malgré cela, dans certains cas, les Premières Nations peuvent seulement percevoir des redevances et des impôts. Les sources de revenus des Premières Nations issues de ce secteur sont considérablement plus faibles que celles de la province. Vu que les exigences liées à la réduction de la production sont attribuées au niveau opérationnel, les Premières Nations en Alberta s’inquiètent d’être touchées de manière disproportionnelle, car elles craignent que les opérateurs puissent décider de restreindre leurs activités sur les terres des Premières Nations, où ils paient un taux de redevance important, avant de les restreindre sur d’autres terres, où ils paient un taux inférieur.

En réponse aux préoccupations soulevées par les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole de l’Alberta, PGIC a pris les mesures suivantes :

1. Une déclaration a été préparée (IOGC Statement: Alberta Curtailment of Oil Production and the Price Differential) et publiée sur le site Web de PGIC et une copie papier a été distribuée au cours de l’assemblée générale annuelle du CRI et envoyée par courrier ordinaire à toutes les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole de l’Alberta.
2. PGIC a commencé à effectuer une surveillance régulière et ciblée de la production pétrolière des Premières Nations de l’Alberta pour voir si elles étaient disproportionnellement touchées par l’initiative provinciale.
3. PGIC communiquera de manière officielle avec le ministère de l’Énergie de l’Alberta pour lui présenter les préoccupations des Premières Nations et lui offrir la tenue d’une réunion en personne afin d’étudier des mesures d’atténuation.

Sujet d’intérêt : Sociétés pétrolières et gazières appartenant à des bandes

Beaucoup de Premières Nations ne sont plus des bénéficiaires passifs de redevances pétrolières et gazières de leurs ressources naturelles. En fait, elles participent de plus en plus aux opérations pétrolières et gazières menées sur leurs terres. Elles ont créé des sociétés pétrolières et gazières appartenant à la bande. La structure de ces sociétés varie d’une Première Nation à l’autre étant donné qu’elle se fonde sur le niveau de participation souhaité et sur les buts de la collectivité. Grâce à ces sociétés, les Premières Nations ont la possibilité d’exercer un plus grand contrôle, d’accroître leur loyer économique et de développer leurs capacités.

À la fin de 2018-2019, on comptait 18 sociétés pétrolières et gazières appartenant à des bandes qui détenaient 171 ententes d’exploitation souterraine visant 59 440 hectares (25 % de l’ensemble des terres souterraines gérées par PGIC) de terres de Premières Nations.

Production pétrolière sur les terres des Premières Nations

Du pétrole brut se trouve dans des formations géologiques à des centaines ou à des milliers de mètres de profondeur dans le sous-sol de la terre. La plupart des formations semblent être de la « roche solide », mais elles contiennent du pétrole dans des ouvertures généralement très petites (appelées « espaces poreux ») à l’intérieur de ce qui semble autrement être des formations rocheuses solides. Le pétrole contient également du gaz naturel qui y est dissous, comme les gaz qui s’échappent des boissons gazeuses lorsqu’on retire la capsule. Lorsque l’on produit le pétrole, le gaz s’échappe du pétrole sous forme de « bulles » à mesure que le pétrole s’approche de la surface et d’autres volumes de gaz s’échappent du pétrole lorsqu’il est traité et stocké à la surface.

En 2018-2019, du pétrole a été produit dans 32 réserves appartenant à 23 Premières Nations. Le graphique de l’historique de la production pétrolière montre que la production pétrolière sur les terres des Premières Nations a augmenté de près de 15,4 % par rapport à l’exercice précédent. La production pétrolière totale des Premières Nations en 2018-2019 a été d’environ 889 000 mètres cubes, une augmentation comparativement aux 770 000 mètres cubes de l’exercice précédent. Comme pour les exercices précédents, le pétrole lourd représente la majorité de la production pétrolière des Premières Nations.

La grande partie de la production pétrolière de 2018-2019, approximativement 75,5 %, est provenue des Premières Nations en Saskatchewan, une légère augmentation par rapport au pourcentage de 69,0 % en 2017-2018.

Description de la figure A – Historique de la production pétrolière sur les terres de réserve des Premières Nations, de 2008-2009 à 2018-2019

Ce graphique illustre la production de pétrole sur les terres des Premières Nations de l’Ouest canadien pour les exercices 2009-2010 à 2018-2019. Les unités sont exprimées en milliers de mètres cubes par an.

• 2009-2010 : Alberta 443, Saskatchewan 275, Total 718;
• 2010-2011 : Alberta 552, Saskatchewan 459, Total 1 011;
• 2011-2012 : Alberta 665, Saskatchewan 517, Total 1 182;
• 2012-2013 : Alberta 658, Saskatchewan 445, Colombie-Britannique 0,003, Manitoba 0,087, Total 1 103;
• 2013-2014 : Alberta 537, Saskatchewan 388, Manitoba 0,398, Total 925;
• 2014-2015 : Alberta 473, Saskatchewan 325, Total 798;
• 2015-2016 : Alberta 402, Saskatchewan 352, Total 754;
• 2016-2017 : Alberta 294, Saskatchewan 511, Total 805;
• 2017-2018 : Alberta 238, Saskatchewan 532, Total 770;
• 2018-2019 : Alberta 217, Saskatchewan 672, Total 889.

Entre l’exercice de 2011-2012 et celui de 2015-2016, la production de pétrole sur les terres des Premières Nations a chuté et est passée d’un sommet de près de 1,2 million de mètres cubes à un creux de 754 000 mètres cubes. La production avait toutefois repris et augmenté de près de 20 % à la fin de l’exercice 2018-2019, la plupart provenant des Premières nations de la Saskatchewan.

Prix du pétrole

Comme on l’a signalé au cours des exercices précédents, les prix du pétrole, du gaz naturel et des produits du gaz naturel fluctuent en fonction d’un vaste éventail de facteurs. Les prix du pétrole canadien, par exemple, dépendent principalement des conditions du marché nord-américain, de la proximité de leurs marchés respectifs, de la capacité et de la disponibilité des pipelines et d’autres infrastructures, des autres options de transport, du besoin de stockage et de fluidification ou de dilution, des niveaux de forage et de production aux États-Unis et des stocks de pétrole brut américains. Cependant, les prix canadiens, comme les autres prix de référence et les prix contractuels, sont aussi tributaires des activités géopolitiques et géoéconomiques de l’OPEP, du Moyen-Orient, de la Russie, du Mexique et de l’Amérique centrale, entre autres.

Au cours de l’exercice, les prix du pétrole ont été solides jusqu’à ce qu’on connaisse une offre de pétrole excédentaire soutenue en décembre 2018 qui, conjuguée aux craintes d’un ralentissement économique mondial, a entraîné une chute soudaine des prix. Le prix du pétrole de Western Canadian Select (lourd) a été le plus susceptible. Il a chuté de manière disproportionnée par rapport à d’autres prix de référence de pétrole plus léger. Étant donné que le pétrole « moyen » des Premières Nations se situe entre le pétrole lourd et le bitume, le prix moyen a également baissé. Encore une fois, on a exprimé des préoccupations quant à l’« écart » entre les prix plus élevés du pétrole brut léger (p. ex. , le pétrole West Texas Intermediate [WTI]) et les prix plus bas du pétrole brut lourd (dans ce cas, le Western Canadian Select [WCS]), qui dépassait les 40 $ le baril. Cet écart qui était beaucoup plus élevé que l’écart normal de 10 $ à 12 $ le baril et encore plus élevé que ce qui avait été observé auparavant, à l’hiver 2018, lorsque l’écart a brièvement oscillé dans les 30 $ le baril (en raison de limitations liées aux infrastructures et de la brève désactivation des raffineries).

Cependant, en janvier 2019, les États du Golfe du Moyen-Orient et la Russie ont collaboré pour réduire la production et les exportations, ce qui a permis aux prix de rebondir, presque au même niveau qu’avant le bref recul. Il convient de noter que cette coopération internationale a coïncidé avec les réductions de production en Alberta imposées à l’époque par le gouvernement de cette même province. Même si certains affirment que ces réductions ont eu un effet sur les prix, ces réductions sont simplement attribuables à la coopération internationale beaucoup plus importante susmentionnée.

Comme nous l’avons mentionné dans les rapports annuels précédents, l’écart de prix entre le WTI et le WCS provient habituellement des différences de proximité du marché, de la densité du pétrole (appelée « masse volumique » ou « densité ») et d’autres caractéristiques comme la teneur en soufre, la teneur en acide et la présence d’autres contaminants, ainsi que les limitations liées à l’infrastructure et les coûts habituels associés aux pipelines, au stockage et à la dilution. La chute des prix à l’automne 2018 a été une circonstance extraordinaire, mais elle a tout de même fait ressortir la vulnérabilité des prix du pétrole canadien, en particulier des prix du pétrole plus lourd.

Une fois de plus, les sociétés pétrolières et gazières, ainsi que les entreprises de services pétroliers, sont confrontées à des difficultés financières. Tel qu’il a été signalé l’année dernière, plusieurs entreprises ont fermé leur porte, ont réduit leurs dépenses en capital et d’autres activités, ont été acquises par des concurrents ou ont quitté le Canada. Malheureusement, rien n’a changé cette année et, tant que les prix des produits de base se maintiendront à des niveaux faibles ou moyens, la situation risque de s’aggraver. Encore une fois, tel qu’il a été mentionné au cours des dernières années, la plupart des experts de l’industrie croient qu’il faudra plusieurs années, voire jamais, avant que les prix du pétrole atteignent les niveaux de prix de 2014, par exemple.

Quant au graphique suivant, il illustre que les prix moyens du pétrole des Premières Nations, comme il a été mentionné précédemment, continuent d’osciller entre les prix du pétrole lourd et ceux du bitume, ce qui est approprié parce que le pétrole « moyen » des Premières Nations a des propriétés qui le situent entre le pétrole lourd et le bitume.

Description de la figure B – Historique des prix du pétrole moyens pondérés des Premières Nations par rapport aux prix de référence, de 2013-2014 à 2018-2019

Ce graphique illustre l’historique des prix de quatre types de pétrole brut canadien au cours des cinq derniers exercices, de 2014-2015 à 2018-2019.

Au cours de l’été 2014 de l’exercice 2014-2015, les prix du pétrole brut léger non sulfuré ont atteint un sommet de près de 700 $ par mètre cube, tandis que le « prix moyen du pétrole brut des Premières Nations » modélisé et calculé par PGIC a atteint un sommet d’environ 550 $.

En janvier 2015, le prix du pétrole brut léger non sulfuré a chuté à près de 300 $ par mètre cube, alors que le « prix moyen du pétrole brut des Premières Nations » a chuté jusqu’à 200 $. Les prix ont brièvement remonté à l’été 2015 pour atteindre respectivement près de 500 $ et près de 400 $. Les prix ont ensuite baissé jusqu’à ce qu’ils atteignent, en février 2016, des niveaux jamais vus depuis l’an 2000.

L’exercice 2016-2017 a été marqué par une hausse constante des prix du pétrole. Les prix du pétrole brut léger non sulfuré ont oscillé entre 350 $ et 400 $ par mètre cube, tandis que le « prix moyen du pétrole brut des Premières Nations » a atteint des montants allant de 260 $ à 280 $ par mètre cube.

Bien que les prix du pétrole aient davantage fluctué au cours de l’exercice 2017-2018 qu’au cours de l’exercice 2016-2017, ils sont généralement restés dans le même éventail de prix au cours des deux exercices.

Au cours de l’exercice 2018-2019, les prix du pétrole ont continué à augmenter. Les prix du pétrole brut léger non sulfuré ont atteint un peu plus de 500 $ par mètre cube à l’été 2018, alors que les prix moyens du pétrole des Premières Nations se situaient à près de 400 $.

Dans la partie gauche de la figure B, on peut encore observer la fin de la chute marquée des prix du pétrole qui a commencé à l’automne 2014. Ces prix ont été à leur plus bas à l’hiver 2015, puis se sont redressés dans une certaine mesure au cours de l’été 2015, avant de chuter encore plus. À l’hiver 2016, les prix ont été à leur plus bas niveau depuis des années.

Au début de l’exercice 2016-2017, les prix ont commencé à augmenter lentement, malgré certaines fluctuations. Les prix ont légèrement baissé au cours de l’été 2017, mais ils ont commencé à grimper à la fin de l’automne 2017, pour atteindre un sommet soutenu de 500 $ le mètre cube à l’été 2018. Comme nous l’avons mentionné dans le corps du présent rapport, une offre excédentaire aux États-Unis suivie du pessimisme à l’égard de l’économie mondiale a mené à une forte baisse à l’automne 2018. Toutefois, la coopération internationale entre l’OPEC, la Russie et d’autres acteurs visant à réduire la production et l’exportation s’est traduite par une nouvelle remontée importante des prix, qui ont presque atteint les mêmes niveaux de l’été 2018.

Tel qu’il a été expliqué dans les rapports annuels passés, selon les données reçues des sociétés productrices de pétrole sur les terres des Premières Nations, PGIC calcule un « prix moyen pondéré du pétrole brut des Premières Nations ». PGIC admet que, bien que le prix moyen pondéré soit quelque peu « artificiel », il fournit tout de même à la fois une estimation de la valeur reçue et une indication des caractéristiques moyennes globales des divers types de pétrole brut produit sur les terres des Premières Nations.

En 2018-2019, le prix moyen pondéré du pétrole brut des Premières Nations généré par PGIC indique une fois de plus comment le pétrole « moyen » des Premières Nations est semblable à celui du pétrole lourd, sous l’influence du comportement du prix du bitume. Il en est ainsi parce que la plus grande partie du pétrole brut des Premières Nations provient de lieux de pétrole lourd et de bitume.

Ainsi, le prix moyen du pétrole des Premières Nations a suivi les autres prix de référence du pétrole, atteignant un sommet de près de 400 $ le mètre cube à l’été 2018, puis diminuant considérablement jusqu’à ce qu’il se redresse lui aussi à la suite du rétablissement des prix internationaux en janvier 2019. À la fin de 2018 2019, le prix moyen du pétrole des Premières Nations oscillait entre 300 $ et 400 $ le mètre cube – encore une fois, juste au-dessous des prix du pétrole lourd Western Canadian Select. Entre-temps, ce prix n’a apparemment pas souffert autant que les autres bases de référence au cours de la chute survenue à l’automne 2018, peut-être en raison des prix contractuels ou des circonstances de production.

Ventes du gaz naturel issu des terres des Premières Nations

Le gaz naturel et le pétrole proviennent également de formations géologiques à des centaines ou à des milliers de mètres de profondeur sous la surface terrestre. Encore une fois, les formations semblent être constituées de « roche solide », mais elles contiennent du gaz naturel dans de petits espaces poreux à l’intérieur de formations qui ont autrement une allure solide. Certaines formations contiennent seulement du gaz naturel et, à l’occasion, du gaz naturel en plus de certains produits connexes, comme de l’éthane, du propane, du butane et même des hydrocarbures liquides. Comme mentionné ci-dessus, le gaz naturel peut toutefois provenir de formations souterraines qui contiennent du pétrole. Dans les formations pétrolifères, le gaz est dissous dans le pétrole. Lorsque l’on produit le pétrole, le gaz s’échappe sous forme de « bulles » lorsque le pétrole dans le sous-sol et à la surface est traité et stocké. Toutefois, peu importe d’où provient le gaz naturel, il doit être transformé pour devenir du gaz commercialisable. Ce traitement peut être assez simple ou plus complexe.

En 2018-2019, du gaz naturel a été produit dans 47 réserves appartenant à 34 Premières Nations. Le graphique de l’historique des ventes de gaz naturel indique que les ventes de gaz naturel provenant des terres des Premières Nations ont diminué de 0,1 % – par rapport à 2017-2018. Les ventes totales de gaz des Premières Nations se situaient encore une fois à un peu plus de 1,8 milliard de mètres cubes. La plus grande partie du gaz commercialisable des Premières Nations, un peu plus de 98 %, provient encore de l’Alberta.

Description de la figure C – Historique des ventes de gaz naturel des Premières Nations, de 2007-2008 à 2018-2019

Ce graphique illustre les ventes de gaz naturel (c’est-à-dire les ventes de gaz épuré; à ne pas confondre avec le gaz brut) provenant des terres des Premières Nations de l’Ouest canadien pour les exercices 2009-2010 à 2018-2019. Les unités sont exprimées en millions de mètres cubes par an.

• 2009-2010 : Alberta 901, Saskatchewan 150, Colombie-Britannique 2, Total 1 053;
• 2010-2011 : Alberta 901, Saskatchewan 107, Colombie-Britannique 2, Total 1 010;
• 2011-2012 : Alberta 968, Saskatchewan 81, Colombie-Britannique 2, Total 1 051;
• 2012-2013 : Alberta 979, Saskatchewan 64, Colombie-Britannique 1, Total 1 044;
• 2013-2014 : Alberta 1 091, Saskatchewan 52, Colombie-Britannique 1, Total 1 144;
• 2014-2015 : Alberta 1 685, Saskatchewan 44, Colombie-Britannique 1, Total 1 730;
• 2015-2016 : Alberta 1 751, Saskatchewan 42, Colombie-Britannique 1, Total 1 794;
• 2016-2017 : Alberta 1 523, Saskatchewan 38, Total 1 561;
• 2017-2018 : Alberta 1 805, Saskatchewan 34, Total 1 839;
• 2018-2019 : Alberta 1 812, Saskatchewan 29, Total 1 841.

Prix du gaz naturel

Tel qu’il a été mentionné au cours des années précédentes, les producteurs canadiens de gaz naturel sont en concurrence sur les marchés canadien et américain avec les producteurs américains de gaz naturel qui ont une plus grande infrastructure de transport, qui font face à moins de résistance en matière d’expansion des infrastructures, qui se trouvent plus près des marchés américains et canadiens et dont les prix des produits de base sont plus élevés. Pour l’heure, le Canada ne dispose pas d’autres options de marché, et aucune autre option s’offrira à lui jusqu’à ce que les usines de GNL soient achevées, ce qui permettra au Canada d’accéder à de nouveaux marchés mondiaux.

Comme pour le dernier exercice, les prix du gaz naturel ont généralement diminué en 2017-2018. Au début de 2018-2019, cette baisse des prix s’est poursuivie jusqu’à ce que des creux presque historiques de « moins de 1 $ le gigajoule » aient été atteints en mai et en juin 2018. Or, par la suite, les prix ont commencé à remonter modestement jusqu’à ce qu’ils se stabilisent quelque peu à l’automne 2018. Puis, quelques facteurs ont joué en leur faveur : le début de la saison de chauffage hivernal et la prise de conscience du fait que la capacité de stockage du gaz naturel, qui sert de réserve en prévision de l’hiver, a chuté à des niveaux sans précédent en raison de la réduction des programmes de forage au gaz naturel au cours des dernières années et de la fermeture des champs gaziers en attendant des « jours meilleurs ». L’arrivée de l’hiver a donc fait augmenter la demande de gaz naturel, ce qui a entraîné une hausse rapide des prix, et les producteurs qui ont pu réagir et qui l’ont fait ont vu les prix augmenter de mois en mois jusqu’à ce que ceux-ci atteignent un sommet de plus de 2 $CAN le gigajoule en février 2019 en raison du temps très froid. En mars 2019, les prix étaient toujours assez stables, soit près de 2 $.

Encore une fois, nous rappelons au lecteur que les prix quelque peu plus élevés du gaz naturel cités chaque jour dans les médias ne reflètent pas ce que les producteurs canadiens reçoivent; ces prix ne représentent que ce que les producteurs américains en retirent, car, entre autres facteurs, leurs champs sont plus proches de leurs marchés. Lorsque les champs sont aussi éloignés que ceux au Canada, on doit payer, par exemple, des tarifs et des coûts du gaz combustible plus élevés pour approvisionner ces marchés. Ces coûts ont une incidence sur les prix de valorisation qu’ils reçoivent.

Description de la figure D – Historique des prix de vente moyens pondérés du gaz des Premières Nations par rapport aux prix de référence, de 2013-2014 à 2018-2019

Ce graphique illustre l’historique des prix du gaz naturel pour les cinq derniers exercices financiers de PGIC, de 2014-2015 à 2018-2019. Trois prix sont indiqués :

1. Premièrement, un historique des prix du gaz naturel vendu sur le marché au comptant de l’Alberta (c’est-à-dire coté en bourse pour livraison immédiate);
2. Deuxièmement, un historique des prix de référence de l’Alberta, qui sont déterminés par le gouvernement de l’Alberta et utilisés ensuite pour évaluer les redevances dues à la province;
3. Troisièmement, un historique des prix moyens pondérés modélisés et calculés de PGIC pour les ventes de gaz provenant des terres des Premières Nations.

Au début de l’exercice 2014-2015, les prix du gaz naturel avaient presque atteint un sommet d’un peu plus de 4 $ par gigajoule, bien qu’ils aient été en baisse avant 2014-2015.

Cette baisse s’est poursuivie jusqu’à ce que les prix atteignent un plancher au début de l’exercice 2015-2016. Les prix ont ensuite commencé à augmenter légèrement, avec quelques fluctuations, jusqu’à ce qu’ils atteignent un sommet d’un peu moins de 3 $ par gigajoule, en août 2015.

Par la suite, les prix ont généralement baissé jusqu’en mai 2016 et se sont retrouvés sous la barre du 1 $ – les prix les plus bas depuis 1995. Les prix ont ensuite commencé à augmenter lentement, avec une certaine fluctuation, pour atteindre le montant d’environ 3 $ par gigajoule, au début de l’hiver (décembre 2016 à janvier 2017).

Les prix ont fluctué entre 2 $ et 3 $ par gigajoule jusqu’en mai 2017, puis ils ont de nouveau connu une forte baisse pour se retrouver sous la barre du 1 $ par gigajoule, en octobre 2017. Les prix au comptant ont atteint un plancher de 0,47 $ par gigajoule, leur niveau le plus bas depuis des décennies.

La saison 2017-2018 de chauffage hivernal a été marquée par une nouvelle hausse des prix – pour atteindre plus de 2 $ par gigajoule, en novembre 2017 – suivie de prix fluctuant autour de 2 $ tout au long de l’hiver.

Au printemps 2018, les prix ont de nouveau chuté sous la barre du 1 $ par gigajoule. Les prix au comptant et de référence ont, pour leur part, atteint 0,78 $ par gigajoule, en mai 2018. Les prix ont ensuite commencé à remonter légèrement pour atteindre un sommet, à court terme, se situant autour de 2 $ par gigajoule, en février 2019. Les prix ont ensuite chuté sous la barre du 1 $ par gigajoule une fois de plus à la fin de l’exercice 2018-2019.

 

À la figure D ci-dessus, les prix du gaz naturel pour 2014 2015 sont à la baisse par rapport au sommet atteint au cours de l’exercice précédent (2013-2014). Les prix ont généralement baissé jusqu’en mai 2016, date à laquelle ils ont commencé à remonter. Ils ont grimpé à près de 3 $ le gigajoule au début de l’hiver 2016 (décembre). Les prix ont fluctué entre 2 $ et 3 $ le gigajoule jusqu’en mai 2017, pour ensuite connaître une autre forte baisse jusqu’en octobre 2017, où ils se sont établis à moins de 1 $ le gigajoule. L’hiver 2017-2018 a été marqué par une nouvelle hausse des prix, à plus de 2 $ le gigajoule en novembre, suivie de fluctuations autour de 2 $ pendant l’hiver. Au printemps 2018, ils ont de nouveau chuté à un niveau inférieur à 1 $ le gigajoule.

Or, par la suite, les prix du gaz naturel ont commencé à remonter modestement jusqu’à ce qu’ils se stabilisent quelque peu à l’automne 2018. Puis, quelques facteurs ont joué en leur faveur : le début de la saison de chauffage hivernal et la prise de conscience du fait que la capacité de stockage du gaz naturel, qui sert de réserve en prévision de l’hiver, a chuté à des niveaux sans précédent en raison de la réduction des programmes de forage au gaz naturel au cours des dernières années et de la fermeture des champs gaziers en attendant des « jours meilleurs ». L’arrivée de l’hiver a donc fait augmenter la demande de gaz naturel, ce qui a entraîné une hausse rapide des prix, et les producteurs qui ont pu réagir et qui l’ont fait ont vu les prix augmenter de mois en mois jusqu’à ce que ceux-ci atteignent un sommet de plus de 2 $CAN le gigajoule en février 2019 en raison du temps très froid. En mars 2019, les prix étaient toujours assez stables, soit près de 2 $.

Comme pour le pétrole brut, PGIC calcule également un « prix moyen pondéré du gaz naturel des Premières Nations » à partir des données reçues des entreprises produisant du gaz naturel sur les terres des Premières Nations. Tout comme le prix moyen pondéré du pétrole, ce prix du gaz fournit également une estimation de la valeur et une indication si les prix du gaz naturel des Premières Nations suivent ceux du marché.

En 2018-2019, le prix moyen pondéré du gaz naturel des Premières Nations a commencé à 1,37 $ le gigajoule, puis il a baissé à 0,94 $ le gigajoule en mai 2018. Il a fluctué pendant plusieurs mois entre 1 $ et 1,30 $ le gigajoule pour ensuite augmenter, en adéquation avec le prix au comptant de référence. Il a culminé à un peu moins de 3 $ en raison du froid inattendu de février 2019. En mars, il se situait encore près de ce niveau, soit à 2,61 $ le gigajoule.

Comparativement au début de l’exercice, le prix a augmenté d’un peu plus de 39 %. Malheureusement, le prix a baissé à l’arrivée du printemps et au début de 2019 2020.

4. Direction de la planification et des services ministériels

La Direction de la planification et des services ministériels (PSM) est essentiellement chargée de la planification de la gestion, de la politique administrative, des ressources humaines, des finances, des acquisitions, de l’administration de bureau, de la gestion de l’information et de la technologie de l’information. Elle s’acquitte également de la fonction de secrétariat du Conseil de cogestion de PGIC. Elle est composée de cinq secteurs : Contrats et administration, Finances, Ressources humaines, Planification, politique administrative et coordination ministérielle et Technologie de l’information.

Excellence en gestion des ressources pétrolières et gazières des Premières Nations

Description de la figure F – Excellence en gestion des ressources pétrolières et gazières des Premières Nations

PGIC Cadre Stratégique est une illustration au format graphique qui détaille la vision de l'organisation et les éléments clés nécessaires à PGIC pour atteindre son objectif de devenir un organisme de réglementation moderne. Le tableau est divisé en quatre principaux objectifs de l'organisation qui représentent chacun un quart du cercle, y compris : l'excellence en gouvernance, l'excellence en gestion pétrolière et gazière, des relations efficaces et de travail de choix. Chaque quart de cercle est ensuite expliqué en détail et décomposées en leurs parties respectives.

Favoriser des relations de collaboration qui appuient :

Industrie

• 7.1 l’adoption d’une politique de prestation de services claire et cohérente;
• 7.2 l’application uniforme de la politique;
• 7.3 la conformité.

Governement

• 8.1 l’harmonisation et la responsabilité à l’échelle fédérale;
• 8.2 la collaboration fédérale-provinciale;
• 8.3 d’autres initiatives gouvernementales;

Premières Nations

• 9.1 la compréhension;
• 9.2 l’administration des terres et des ressources;
• 9.3 la collaboration et l’échange d’information.