Ce mémoire est celui que j'étais censé présenter devant le BAPE sur l'oléoduc d'Énergie Est lors le la séance du lundi 9 mai, en soirée, à Terrebonne.

1. INTRODUCTION

Je me présente à cette audience à mon seul titre de simple citoyen. Mes propos n’engagent donc que moi-même.

Je suis physicien, détenteur d’un diplôme de maîtrise en physique avec spécialisation en optique et laser. Depuis 10 ans, j’enseigne la physique en milieu collégial. Auparavant, j’ai travaillé près de 20 ans en entreprise privée et y ai été responsable de tous les aspects de conception, fabrication, commercialisation et gestion de projets de développement d’instruments scientifiques. À ce titre, j’ai opéré dans les différents milieux de l’inspection en milieu industriel, soit par des méthodes ultrasoniques ou par application de la vision numérique, mais aussi dans les milieux du radar et du lidar. Une application lidar à laquelle j’ai notamment participé avait trait au suivi de la qualité de l’air. À titre de fondateur, en 1996, d’une micro-entreprise de génie-conseil en instrumentation électro-optique, je continue à ce jour à collaborer à des projets de R&D dans ces secteurs.

Je suis également auteur d’un livre publié à compte d’auteur en 2011[i]. Ce livre fait le bilan de ce que les différentes sciences, sciences humaines ou sciences de la nature, ont à nous dire sur l’origine tout à fait naturelle de l’être humain et de sa conscience. Et on peut tirer au moins deux conclusions d’une telle vision totalement naturalisée de l’être humain :

-      - Aucun être surnaturel ne viendra au dernier instant du film nous sauver de nous-mêmes, quoi qu’en pensent certains fondamentalistes religieux dont plusieurs sont des climato-sceptiques. Nous serons seuls responsables de nos choix;

-       -La Terre n’a pas d’âme et elle non plus ne nous sauvera pas de nous-mêmes. « Elle tournera la Terre. Elle tournera sans toi », comme chantait Claude Léveillé : oubliez Gaïa.

Je me présente aujourd’hui devant ce BAPE sur Énergie Est après avoir fait ce que j’estime être mon devoir de citoyen : m’informer et prendre position sur ce projet de grande importance. En tant que citoyen, je n’ai cependant eu ni le temps ni la facilité d’accès à toute l’information qui auraient été nécessaires à un projet aussi complexe. Je ne pense pas réussir à apprendre quoi que ce soit de bien nouveau à madame et messieurs les commissaires. Je souhaite cependant leur rendre aussi évident que possible ce simple fait que, si un citoyen a pu consentir l’effort requis pour une étude aussi rigoureuse que possible en les circonstances, c’est que le sujet lui apparaissait d’une grande importance. Le simple citoyen que je suis, au terme de son travail, doit en définitive s’en remettre à l’expertise et au dévouement des commissaires et des équipes d’experts qu’ils auront mandatées. Et espérer que les politiciens tiendront compte de vos rapports.

Le gouvernement du Québec, quand il n’en a plus eu le choix, a imposé au projet Énergie Est de TransCanada les mêmes sept (7) conditions que lui avait imposées celui d’Ontario[ii] :

-       1) Les communautés locales devront être consultées afin d'assurer l'acceptabilité sociale du projet;

-       2) S'assujettir à une évaluation environnementale sur l'ensemble de la portion québécoise du projet, comprenant une évaluation des émissions de gaz à effet de serre;

-       3) Le projet d'oléoduc devra respecter les plus hauts standards techniques pour assurer la sécurité des citoyens et la protection de l'environnement et seront (sic), en ce sens, suivis (sic) par une unité de vigilance permanente;

-       4) Le projet doit satisfaire à la loi en ce qui a trait aux Premières Nations, à leur participation et à leur consultation, le cas échéant;

-       5) Le projet devra générer des retombées économiques et fiscales pour tout le Québec, notamment en matière de création d'emplois dans les régions où il sera installé;

-       6) TransCanada devra garantir un plan d'intervention et de mesures d'urgence selon les standards les plus élevés et assumer son entière responsabilité au niveau économique et environnemental en cas de fuite ou de déversement terrestre et maritime incluant un fonds d'indemnisation et une garantie financière prouvant sa capacité à agir en cas d'accident;

-       7) Les approvisionnements en gaz naturel pour le Québec sont un enjeu qui devra être sécurisé avant d'approuver tout projet d'oléoduc. 

Mon mémoire porte sur la condition d’acceptabilité sociale (condition no. 1) mais je déclinerai celle-ci en termes d’une analyse coûts/bénéfices pour la société québécoise, touchant donc ainsi à la condition no. 5 sur la nécessité de retombées économiques et fiscales pour tout le Québec.

Mes conclusions seront les suivantes :

1) ce projet ne serait soutenu par aucun investisseur privé si la plus vaste partie des coûts associés aux risques environnementaux n’étaient pas externalisés, donc assumés par la société et non par ledit investisseur;

2) la société québécoise ne jouira pas de retombées économiques et fiscales suffisantes pour qu’elle doive accepter de défrayer ces coûts externalisés.

En conséquence, ma position sera que ce projet d’oléoduc Énergie Est de TransCanada devrait être refusé.

À la section 2, j’aborderai les coûts de deux sortes de risques du projet : 1) les risques de déversements directement reliés au projet et 2) les risques ayant trait plus globalement à la contribution de ce projet aux émissions de gaz à effet de serre (GES) qui sont à l’origine du réchauffement climatique. Je toucherai ainsi également à la condition no. 2 du gouvernement du Québec.

À la section 3, je présenterai les bénéfices économiques présumés du projet pour le Québec et montrerai qu’ils sont nettement insuffisants en regard de tous les coûts, et ne permettent donc pas de dire que la condition no. 5 du gouvernement du Québec pourrait être remplie.

À la section 4, je présenterai mes conclusions.

2. COÛTS EXTERNALISÉS DU PROJET EN TERMES DES RISQUES ENVIRONNEMENTAUX

Dans cette section, je traiterai de deux sortes de risques : 1) des risques de déversements directement associables au projet et 2) des risques indirects et plus globaux associables à l’augmentation du problème du réchauffement climatique qui serait due à ce projet.

2.1 Évaluation des risques de déversements, des méthodes de mitigation proposées et des coûts associables à ces risques

Dans le cadre de l’enquête menée par l’Office Nationale de l’Énergie (ONÉ), TransCanada a eu à analyser ces risques. Pour ce qui suit, je me référerai plus largement à la section 2 (Fréquence des incidents et analyse de volume – Oléoduc terrestre) du Volume 6 (Accidents et défaillances) de la documentation présentée par TransCanada[iii].

À la lecture de ce document, la première chose qui ait retenu mon attention est que TransCanada se propose d’utiliser, comme base statistique d’incidents pétroliers, non pas seulement le registre tenu par l’ONÉ, mais ajoute à celle-ci également la base statistique maintenue par la Pipeline and Hazardous Material Safety Administration (PHMSA) des USA[iv]. Ayant eu moi-même souvent à rédiger des documents techniques aux fins de présenter des soumissions, je sais qu’habituellement on évite de s’ajouter des contraintes. Une analyse plus approfondie montre que, si la banque statistique de PHMSA est énormément plus volumineuse, elle ne porte pas nécessairement sur les mêmes types de produits pétroliers. Les pétroles qui seront transportés dans Énergie Est proviennent en majeure partie des sables bitumineux d’Alberta ou des schistes américains du Dakota. Ces pétroles ont des caractéristiques différentes de pétroles plus conventionnels et sont de ce fait sous-représentés dans la banque PHMSA au titre des incidents qu’ils peuvent provoquer. Sans apparemment être aussi acides que ce qu’on en dit souvent, ils font cependant partie d’un groupe de produits plus acides et, à cet égard, présentent des risques de corrosion plus élevés. En raison également du fait qu’ils présentent une viscosité plus élevée, les conditions pour leur transport par oléoduc, en termes de température et de turbulence d’écoulement, sont réputées plus sévères. Il n’est donc pas assuré que d’ajouter la banque de PHMSA nous permette de nous faire une meilleure idée des risques de déversements dans Énergie Est. Peut-être même en va-t-il au contraire.

Par ailleurs, la banque de l’ONÉ n’est pas aussi fiable qu’on le souhaiterait puisque, jusqu’à récemment, il n’y avait pas d’obligation pour les entreprises de déclarer des déversements pour des volumes inférieurs à 1 500 litres (environ 9 barils)[v]. Quant au registre de la PHMSA, sa valeur est douteuse. L’organisme lui-même qui le maintient reconnaît que de 60 à 90% des incidents ne sont sans doute jamais rapportés et que, pour ceux qui sont rapportés, plusieurs informations importantes sont manquantes[vi].

Dans le Tableau 2.1, aux pages 2-5 et 2-6 de la section 2 du Vol. 6 de TransCanada devant l’ONÉ, dix (10) causes d’incidents peuvent être associées à un oléoduc du type d’Énergie Est : des risques reliés à la corrosion et pouvant se présenter tout au long de la période d’exploitation, des risques reliés aux matériaux et aux méthodes utilisées lors de la construction et, enfin, des risques provenant de causes naturelles ou, en tout cas, d’origine indépendante de la compagnie TransCanada.

Je présente ci-après une brève analyse de quelques-unes de ces causes d’incidents.

2.1.1 : Corrosion : les risques et les méthodes de mitigation

Tout ce qui concerne la corrosion est évidemment critique. TransCanada, en Annexe 2A de la section 2 de son Vol. 6, présente des résultats d’analyse montrant que le produit appelé dilbit (diluted bitumen) n’est que « modérément » plus acide que d’autres produits pétroliers. Ces données semblent appuyées en général dans l’industrie pétrolière albertaine et je les accepterai, n’étant pas moi-même expert en la matière. À ce titre, le dilbit ne devrait donc pas être cause d’un surplus démesurément grand de corrosion.

Dans la section 2 du Vol. 6, TransCanada met de l’avant quelques méthodes de mitigation. L’application d’un revêtement protecteur sur les tuyaux selon une technique nouvelle (Époxy liée par fusion : ELF), l’application d’une tension électrique permanente à la tuyauterie (protection cathodique) et l’utilisation de méthodes d’inspection de l’intérieur de l’oléoduc font partie de ces méthodes de mitigation. Si la méthode ELF est présentée comme nouvelle, les autres méthodes sont reconnues depuis longtemps dans l’industrie. Cependant, pour avoir moi-même travaillé pendant 12 ans dans un secteur de développement de méthodes d’inspection des matériaux par des techniques ultrasoniques, je sais que chaque technique d’inspection a ses limitations. Les deux mises de l’avant par TransCanada (l’inspection par ultrasons et l’inspection par Fuite de Flux Magnétique -FFM) ont elles aussi leurs limitations lorsque vient le temps d’automatiser l’interprétation d’une masse gigantesque de données. À tel point que le groupe de consultants Harvey et Associés rapporte que « malgré l'enduit protecteur, des points de corrosion externe atteignant des profondeurs de 78 à 95% de la paroi ont été découverts sur le tronçon Sallisbury à Patoka de Keystone, deux ans seulement après sa mise en service.»[vii]. Le même groupe de consultants rapporte également, dans une étude faite pour le compte de la MRC d’Autray, que les techniques d’inspection interne par FFM ne détectent pas de longues fissures longitudinales, pouvant mener à de très grands déversements[viii].

TransCanada propose d’installer un grand nombre de capteurs de débit. En se donnant ainsi la capacité de mesurer des pertes de volume transporté, TransCanada met de l’avant qu’elle pourrait réagir en quelques minutes ou dizaines de minutes à toute fuite de produit en fermant des vannes aux endroits appropriés, le temps de voir aux inspections et réparations requises. Harvey et Associés font remarquer que ces capteurs de débit ne peuvent pas détecter une fuite inférieure à 1.5% du débit et que, selon le U.S. Department of Transportation Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration, seulement 21.4% des fuites avaient pu être détectées par ces méthodes[ix].

Notons ici que, pour le cas précis de l’oléoduc Énergie Est, celui-ci devant avoir un débit de 1.1 millions de barils par jour (MBJ), une fuite inférieure à 1.5% du débit correspondrait à 14 000 barils par jour, ou 2.2 millions de litres si l’on assume une utilisation de l’oléoduc à 85% de sa capacité.

2.1.2 Matériaux, soudage, fausses manoeuvres : les risques et les méthodes de mitigation

On diminuera les risques reliés à l’utilisation de mauvais matériaux ou de mauvaises techniques de soudage ou d’installation en assurant un Contrôle de Qualité rigoureux et soutenu tout au long des phases de conception, d’installation et d’opération. C’est en effet la seule façon d’y parvenir. Malheureusement, on lit dans le rapport présenté par Harvey et Associés à la MRC d’Autray[x] :

« Bien que TransCanada ait mis en oeuvre les programmes exigés par le RTP (Règlement sur les Pipelines Terrestres), l'ONÉ a déterminé que TransCanada ne respectait pas les 4 exigences légales suivantes concernant les 9 aspects audités:

·Détermination des dangers et évaluations et maîtrises des risques

·Contrôle opérationnel - perturbations ou conditions anormales

·Inspection, mesure et surveillance

·Revue de la direction ».

Par ailleurs, dans la section 2 du Vol. 6, TransCanada met de l’avant que, dans sa conception du projet, elle a introduit le recours à de nouvelles méthodes (dont le revêtement ELF) qui feront d’Énergie Est un projet plus sécuritaire. À ce titre, TransCanada se croit justifiée de réviser à la baisse les risques d’incidents tels qu’ils apparaissent dans la banque statistique combinée PHMSA-ONÉ. Elle le fait en multipliant ces risques par des Facteurs de Modification qui vont de 0.06 (réduction par 16.7) pour la corrosion à 0.5 (réduction par 2) pour les fausses manœuvres par exemple[xi]. Or, selon le réputé groupe Battelle, dans une analyse d’ingénierie du projet d’oléoduc Keystone de la même compagnie TransCanada, il est recommandé de n’utiliser aucun tel facteur de modification tant que ces nouvelles techniques n’auront pas fait l’objet d’au moins une décennie de mise à l’épreuve[xii].

Je procéderai désormais à une courte analyse des coûts pouvant être associés à ces différents facteurs de risques.

2.1.3 Évaluation des coûts pouvant être associés à des déversements

Dans un document intitulé « Rapport supplémentaire no. 5 – Volume 1 : Évaluation des risques »[xiii], TransCanada propose une formule pour estimer les coûts d’un déversement. Cette formule doit servir à attribuer un coût aux mesures dites soit d’urgence lors de l’incident, ou de réhabilitation du site après l’incident ou encore le coût de torts causés à des tiers. La formule s’établit ainsi [xiv]:

Coûts des tiers = Coûts d'urgence X 1.5

         et Coûts d'urgence = 44335 X (Volume à la puisance 0.644)  (en $ US de 2009)

Où le Volume est le volume de pétrole en tonnes. Question d’unités de mesure, on doit prendre 1 tonne de pétrole égale environ 1 200 litres, ou environ 6.3 barils, ou environ 1.2 mètres cubes.

Une fuite de 1 m³ (environ 1 tonne), du type de fuites qui sont apparemment les plus courantes, coûterait donc environ 40 k$  (1 k$ = 1 000 dollars)  à TransCanada en mesures d’urgence et environ 60 k$ en dommages à être assumés par les tiers.

Une fuite équivalant à 1.5% du débit de Énergie Est, soit la limite de détection des capteurs de débit, équivaudrait à environ 14 000 barils par jour (débit de 1.1 MBJ estimé opérant à 85% seulement), soit donc environ 2 200 tonnes par jour. Les coûts en seraient donc d’environ 6.3 M$ (1M$ = 1 million de dollars) par jour pour les coûts d’urgence et 9.5 M$ par jour pour les coûts des dommages causés à des tiers.

On notera tout d’abord que, si la fuite perdure pendant plus d’une semaine avant d’être éventuellement détectée, les coûts s’additionnent. C’est ce qui vient tout juste de se produire lors d’un incident survenu sur un tronçon de l’oléoduc Keystone de TransCanada situé dans le Dakota du Sud[xv]. La fuite n’avait pas été détectée par le système de surveillance de TransCanada mais seulement au hasard d’un passant.

Mais je noterai surtout que la formule proposée (sous réserve d’une possible fort mauvaise interprétation de ma part) n’est aucunement cohérente avec un estimé de coût donné par TransCanada, dans le même Rapport supplémentaire no. 5 – Volume 1 : Évaluation des risques, Tableau 2.2, p. 2-15, pour ce qui concerne le scénario de déversement le plus défavorable pour le Québec. Il s’agirait d’un scénario de déversement de 3 490 m³ (2 908 tonnes ou 21 950 barils) dans la rivière Etchemin. Selon la formule donnée ci-dessus, section 1.7.2 du même rapport, le déversement dans la rivière Etchemin devrait coûter 7.6 M$ en coûts d’urgence et 11.3 M$ en dommages aux tiers. Or, les coûts calculés pour ce scénario et rapportés dans le Tableau 2.2, p. 2-15, sont plutôt de 203.8 M$ et 305.7 M$ respectivement. À part le fait que le multiplicateur de 1.5 entre coûts d’urgence et coûts pour les tiers soit bien respecté, la formule ci-dessus et l’estimé pour Etchemin ne concordent aucunement. Peut-être TransCanada ne se sera servi de l’étude conduisant à la formule que pour retenir le ratio de 1.5. Je ne suis pas arrivé à régler cette question. Je demeure perplexe.

 Il est à noter, pour finir, qu’un incident impliquant approximativement le même volume déversé que celui du scénario Etchemin s’est produit en 2010. Alexandre Shields écrivait dans Le Devoir du 12 mars 2016 :

« Le déversement dans la rivière Kalamazoo a atteint 3,7 millions de litres, soit 23 000 barils. Ce déversement est similaire au scénario élaboré par TransCanada pour la rivière Etchemin, évalué à 22 800 barils. Or, dans le cas de la rivière Kalamazoo, le nettoyage a coûté plus d’un 1,2 milliard de dollars. »[xvi]

Autrement dit, la formule donnée ci-dessus est largement sous-estimée en regard du cas rivière Etchemin, lui-même sous-estimé par un facteur au moins 2 par rapport au cas réel de la rivière Kalamazoo. À quoi ou à qui faudra-t-il alors s’en remettre ? Le cas d’une fuite de 1.5% du débit d’Énergie Est (14 000 barils par jour) rend urgent de régler cette question. Il y aurait en effet toute la différence entre 9.5 M$ par jour ou 195 M$ par jour pour les dommages causés à des tiers (14 000 barils / 21950 barils *305.7 M$).

Devant un tribunal, si TransCanada doit utiliser cette formule, il m’apparaît essentiel qu’un exemple numérique de son application en soit donné.

2.1.4 Conclusions préliminaires : coûts directs associés à des déversements

Étant donnée ma perplexité quant aux formules et résultats présentés par TransCanada, je ne puis conclure qu’à ceci : il y a des risques bien réels et ils semblent être sous-estimés par TransCanada, qui surestime par ailleurs sa capacité technologique à leur apporter mitigation.

Les coûts de déversements seront assurés par Énergie Est si elle a été obligée de s’acheter une assurance adéquate. Quant aux coûts pour les tiers, il peut être pensé que chacun d’entre eux fera l’objet de poursuites devant les tribunaux. Et ceux-ci coûtent en général très cher.

Et on n’a considéré que des incidents ponctuels. On n’a même pas parlé de ce qui pourrait arriver dans le cas d’une contamination des eaux potables. Mentionnons qu’un document co-édité par Équiterre Québec montre que jusqu’à 5 millions de canadiens dont 3.2 millions de québécois pourraient voir leur source d’eau potable contaminée par le projet Énergie Est[xvii].