Archivée - Modernisation de Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC) - Guide d'information des Premières Nations et de l'industrie test

Table des matières

• Section 1 : Information sur le document
  • 1.1 Suivi des modifications du document
  • 1.2 Documents de référence
  • 1.3 Objet du document
  • 1.4 Structure du document
  • 1.5 Autorisation
• Section 2 : Sommaire
• Section 3 : Activités pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations – Aperçu
• Section 4 : Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2009
  • 4.1 Objectif
  • 4.2 Contexte
  • 4.3 Respect et application de la Loi de 2009
• Section 5 : Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2019
  • 5.1 Objectif
  • 5.2 Contexte
• Section 6 : Consultation et mobilisation – Premières Nations
• Section 7 : Sensibilisation et mobilisation – Industrie pétrolière et gazière
• Section 8 : Contrats relatifs au sous-sol
• Section 9 : Droits de superficie
• Section 10 : Cessions
• Section 11 : Reconduction des contrats relatifs au sous-sol
• Section 12 : Puits de service
• Section 13 : Déclaration des redevances
• Section 14 : Production équitable de pétrole et de gaz
• Section 15 : Projets de récupération de bitume
• Section 16 : Environnement
• Section 17 : Demande de rencontre annuelle
• Section 18 : Vérification et examen par la Première Nation
• Section 19 : Conformité et application de la loi
• Section 20 : Finances
• Section 21 : Administration – Pouvoirs et processus décisionnel
• Section 22 : Administration – Résolution des conflits
• Section 23 : Compétence fédérale
• Section 24 : Relation de la Couronne fédérale avec les Premières Nations
• Section 25 : Gestion et prévention des litiges
• Section 26 : Renseignements supplémentaires

Section 1 : Information sur le document

Section 2 : Sommaire

Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC), un organisme de service spécial, qui relève de Services aux Autochtones par l'intermédiaire de son Secteur des terres et du développement économique. PGIC assure l'application, la surveillance et l'exécution de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes et du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes en tant qu'organisme de réglementation des activités pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations. Des entreprises ont des activités d'exploration ou de production de pétrole et de gaz dans une cinquantaine de réserves des Premières Nations, principalement en Alberta et en Saskatchewan, mais également en Colombie-Britannique et au Manitoba.

Depuis environ 1999, le Canada travaille en collaboration avec les Premières Nations productrices de pétrole et de gaz pour moderniser le régime législatif et réglementaire des activités pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations. Une étape importante a été franchie lorsque la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2009 a obtenu la sanction royale en mai 2009. Avec la promulgation du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2019, la Loi de 2009 et son règlement de 2019 entreront tous deux en vigueur le 1er août 2019.

Le Guide d'information des Premières Nations et de l'industrie vise à informer les clients et les contacts de PGIC de ce qui est nouveau et de ce qui a changé à compter du 1er août 2019 et devrait faciliter une transition ordonnée, avec le moins de perturbations possible, des anciennes aux nouvelles règles.

Pour optimiser le temps des clients et des contacts de PGIC, le présent guide est organisé comme suit – il n'est pas nécessaire de lire le guide du début à la fin. Les clients et les contacts de PGIC peuvent souhaiter consulter directement la section qui les intéresse le plus :

Historique et contexte :

• Sections 3 à 7
• Sections 22 à 25

Parties qui comportent d'importants changements :

• Section 8 : Contrats relatifs au sous-sol
• Section 10 : Cessions
• Section 11 : Reconduction des contrats relatifs au sous-sol
• Section 14 : Production équitable de pétrole et de gaz
• Section 13 : Déclaration des redevances
• Section 17 : Vérification et examen par la Première Nation
• Section 18 : Conformité et application de la loi

Parties qui comportent moins d'importants changements :

• Section 9 : Droits de superficie
• Section 12 : Puits de service
• Section 15 : Projets de récupération de bitume
• Section 16 : Environnement
• Section 19 : Finances
• Section 20 : Administration – Pouvoirs et processus décisionnel
• Section 21 : Administration – Résolution des conflits
• Sur le site Internet de PGIC :

Demandes de renseignements :

1. Sur le site Web de PGIC
2. Par courriel : aadnc.contactiogc.aandc@canada.ca
3. Par téléphone : 403-292-5625

Section 3 : Activités pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations – Aperçu

Le gouvernement du Canada s'acquitte des obligations légales et fiduciaires de la Couronne envers les Premières Nations concernant leurs ressources en pétrole et en gaz naturel en tant qu'autorité chargée de la réglementation de l'exploration et de l'exploitation du pétrole et du gaz sur les terres des Premières Nations. Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC), un organisme de service spécial de Services aux Autochtones Canada, assure l'application, la surveillance et l'exécution de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes et du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes en tant qu'organisme de réglementation des activités pétrolières et gazières dans les réserves.

Les terres d'environ 300 réserves des Premières Nations en Colombie-Britannique, en Alberta, en Saskatchewan, au Manitoba, en Ontario et dans les Territoires du Nord-Ouest pourraient receler du pétrole et du gaz. Des entreprises ont des activités d'exploration ou de production de pétrole et de gaz dans une cinquantaine de réserves des Premières Nations, principalement en Alberta et en Saskatchewan. Au cours de l'exercice 2018-2019, PGIC a perçu 55 millions de dollars de redevances, de pas de porte et de loyers pour le compte des Premières Nations alors que l'industrie a investi en forant et en complétant 51 puits sur les terres des Premières Nations.

Section 4 : Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2009

Section 5 : Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2019

Section 6 : Consultation et mobilisation – Premières Nations

Les travaux d'élaboration du Règlement dans le cadre de la présente initiative, qui ont été lancés en 2008, ont été entrepris en étroite collaboration avec le CRI. PGIC et le CRI ont créé le Comité technique mixte, composé de spécialistes du Ministère et de techniciens en pétrole et en gaz de certaines des principales Premières Nations productrices de pétrole et de gaz, afin d'examiner les propositions et de formuler des commentaires au cours du processus d'élaboration du Règlement. Des fonds ont été accordés au Comité technique mixte pour que ses membres obtiennent des conseils techniques et juridiques indépendants afin qu'ils puissent examiner et commenter l'orientation stratégique du Règlement, les instructions pour sa rédaction et les ébauches du projet de règlement.

Les consultations sur la modernisation du régime pétrolier et gazier dans les réserves ont été parmi les plus approfondies jamais menées par le Ministère. Ce dernier a consulté directement les Premières Nations lors de l'élaboration du projet de règlement pour s'assurer qu'elles étaient informées, qu'elles y participaient réellement et qu'elles avaient la possibilité de contribuer à l'élaboration du règlement proposé. PGIC a aussi organisé 10 colloques d'information pour discuter des changements proposés et répondre aux questions; il a obtenu la participation de plus de 250 clients et contacts et leur a distribué des trousses d'information; et il a organisé plus de 80 rencontres individuelles et six ateliers techniques. On a envoyé régulièrement des lettres qui rendaient compte de l'avancement des travaux d'élaboration du Règlement et on a fourni tous les ans des renseignements à jour lors des assemblées générales du CRI. PGIC continue d'envoyer des bulletins trimestriels aux Premières Nations et aux entreprises qui ont actuellement des intérêts pétroliers et gaziers dans les réserves.

En 2015, le Ministère a fourni des fonds à trois Premières Nations, soit la Première Nation de Loon River, la Première Nation de White Bear et la Première Nation de Frog Lake, pour leur permettre d'obtenir des services consultatifs indépendants sur les aspects juridiques et techniques du projet de règlement. Ces Premières Nations ont été choisies selon leur emplacement et leurs produits différents. Cela a été fait pour compléter et confirmer les résultats d'examens similaires qui ont été réalisés par le Comité technique mixte.

Aux fins de consultation, on a distribué le projet de règlement à trois reprises, en mars 2014, en mai 2015 et en septembre 2017, aux différents groupes de clients et de contacts, y compris le CRI, toutes les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, d'autres organismes des Premières Nations, des entreprises gazières et pétrolières, l'Association canadienne des producteurs pétroliers et des organismes provinciaux de réglementation du gaz et du pétrole. On a présenté une version préliminaire du projet de publication préalable lors de deux colloques qui ont été organisés au début de 2016 à l'intention des chefs des Premières Nations productrices de gaz et de pétrole en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan. Les quelque 150 participants à ces colloques ont examiné le projet de règlement article par article. Les versions de mai 2015, du début de 2016 et de septembre 2017 ont également été publiées dans la Gazette des Premières Nations aux fins d'examen et de commentaires.

D'autres activités de consultation à la fin de 2016 et au printemps 2017 ont donné lieu à plusieurs modifications du projet de règlement pour répondre au désir des Premières Nations productrices de gaz et de pétrole de participer davantage à la gestion de leurs ressources pétrolières et gazières. Ces modifications apportent aux Premières Nations une flexibilité accrue, prévue par la réglementation, dans l'approbation des prorogations et la modification des engagements de forage, ainsi qu'une occasion d'établir des relations avec les nouvelles entreprises qui arrivent sur leurs terres à la suite de cessions.

Après la prépublication du projet de règlement dans la partie I de la Gazette du Canada en mai 2018 et la publication simultanée du projet de règlement dans la Gazette des Premières Nations, au total, 17 clients ou contacts de PGIC ont formulé des commentaires et fourni de la rétroaction : le CRI, six Premières Nations, quatre entreprises pétrolières et gazières, une organisation de l'industrie, quatre provinces et un membre du public. PGIC a adapté les dispositions réglementaires lorsqu'il y avait lieu et a répondu verbalement ou par écrit à l'ensemble des commentaires et de la rétroaction.

Si, de l'avis général, il est nécessaire de moderniser le régime de réglementation, certaines Premières Nations ont exprimé au cours du processus d'élaboration de la législation et de la réglementation le souhait d'élargir leurs pouvoirs de gestion et de contrôle de leurs ressources gazières et pétrolières. Pour l'instant, il n'a pas été donné suite à leurs souhaits autant qu'elles l'auraient voulu. Le Règlement assure un équilibre entre la souplesse demandée par les Premières Nations et les exigences d'un régime moderne étroitement harmonisé avec l'environnement réglementaire qui existe hors des réserves.

En réponse aux commentaires formulés au sujet de la gouvernance et des consultations des Premières Nations ainsi qu'aux aspirations de ces dernières à l'égard d'un élargissement de leur champ de compétence, le gouvernement du Canada s'est engagé à explorer, en partenariat avec les Premières Nations productrices de gaz et de pétrole, des moyens d'accorder aux Premières Nations plus de pouvoirs et de contrôle sur la gestion du gaz et du pétrole dans les réserves. Le gouvernement collabore avec le CRI, qui à son tour consultera ses membres sur les options possibles.

Lancé en 1999 par le conseil de cogestion de PGIC, ce processus d'actualisation de la Loi et de son règlement a duré des années et a comporté de vastes consultations. Ces consultations ont mené à l'établissement d'un cadre législatif fédéral moderne applicable au pétrole et au gaz sur les terres des Premières Nations qui tient compte des points de vue de ces dernières et crée un régime concordant mieux avec le régime provincial pour appuyer l'exploitation des ressources. La liste complète des consultations se trouve sur le site Web de PGIC à l'adresse.

Section 7 : Sensibilisation et mobilisation – Industrie pétrolière et gazière

PGIC a obtenu la participation de plus de 250 clients et contacts, entre autres dans l'industrie pétrolière et gazière, et leur a distribué des trousses d'information. Cette participation a pris les formes suivantes :

• des bulletins trimestriels ont été envoyés par la poste ou par courriel aux entreprises ayant des intérêts actifs dans les réserves des Premières Nations;
• des ébauches du projet de règlement de la phase I ont été distribuées à trois reprises (mars 2014, mai 2015, septembre 2017);
• trois versions du projet de règlement (mai 2015, début de 2016, septembre 2017) ont été publiées dans la Gazette des Premières Nations aux fins d'examen et de commentaires.

PGIC a tenu des « séances d'information à l'intention de l'industrie » les 7 et 8 novembre 2018 à Calgary. Les entreprises ont reçu le règlement proposé et ont pu poser des questions. Les domaines qui ont suscité le plus d'intérêt sont les suivants : les questions liées à la mise en œuvre; la reconduction et la cession. Les entreprises ont dit qu'elles aimeraient être invitées à participer plus tôt pour le règlement de la phase II. Les résultats de ces séances ont servi à préparer une foire aux questions (FAQ) qui est disponible dans les deux langues officielles sur le site Web de PGIC.

Section 8 : Contrats relatifs au sous-sol

Q1. Qu'y a-t-il de neuf en matière d'approbation des contrats relatifs au sous-sol?

R1. Les critères employés lors de l'évaluation des marchés proposés sont désormais clairement indiqués.

Q2. Qu'est-ce qui a changé dans le domaine de l'approbation des contrats relatifs au sous-sol?

R2. En vertu du Règlement de 2019, le ministre et le conseil de bande doivent approuver les contrats. L'entreprise et la Première Nation doivent signer toutes deux le contrat et l'entreprise doit retourner tous les documents à PGIC dans les 90 jours, faute de quoi le contrat est nul et sans effet, et toutes les sommes versées à la Première Nation sont restituées à l'entreprise.

Q3. Comment la « juste valeur » des pas de porte est-elle évaluée?

R3. La juste valeur des pas de porte repose sur :

1. La taille et la proximité des autres terres
2. Le moment auquel les droits à l'égard des autres terres sont accordés
3. Les prix courants du pétrole et du gaz
4. Les forages récents à proximité
5. Les caractéristiques géologiques similaires et différentes
6. D'autres facteurs

Q4. Qu'y a-t-il de neuf en matière d'octroi des contrats relatifs au sous-sol?

R4. Les contrats peuvent être octroyés par :

1. Adjudication
2. Le conseil a quinze (15) jours suivant la date de clôture de la période de présentation des soumissions pour aviser le ministre qu'il rejette la soumission la plus élevée.
3. Appel de propositions
4. Négociation directe

Q5. Qu'est-ce qui a changé dans le domaine de l'octroi des contrats relatifs au sous-sol?

R5. Les droits pétroliers et gaziers sont octroyés par :

1. Permis – Durée initiale déterminée par la province ou la région où les terres sont situées (conformément à l'annexe 2)
   • La production est désormais possible en vertu d'un permis (ce qui élimine donc le processus de sélection des baux).
   • Périodes de validité intermédiaires :
     • Dispositions d'acquisition;
     • Limites visant les couches pour lesquelles le droit de choisir est acquis énoncées à l'annexe 3
     • La période de validité intermédiaire est de trois ans. Une demande de choix de terres est nécessaire. Le titulaire du contrat doit la présenter, soit avant la fin de la durée initiale, soit dans les 15 jours suivant son échéance, ou payer un droit de demande tardive de 5 000 $.
2. Bail – Durée initiale de trois ans
3. Les périodes de validité initiales peuvent être négociées avec le chef et le conseil pour des durées de cinq ans au maximum.

Q6. Est-il possible d'obtenir un résumé des nouveautés et des changements comprenant les références aux règlements de 1995 et de 2019?

R6. Voir le tableau suivant

Q7. Où les clients et les contacts de PGIC peuvent-ils trouver de plus amples renseignements?

R7.La demande de contrat sera disponible en ligne sur le site Web de PGIC.

Section 9 : Droits de superficie

Q1. Qu'y a-t-il de neuf en matière de droits de superficie?

R1. Les droits de superficie du Règlement de 1995 ont été pour l'essentiel maintenus, avec des adaptations mineures.

Q2. Qu'est-ce qui a changé dans le domaine des droits de superficie?

R2. Les changements, mineurs, sont les suivants :

• Droit d'entrée
• Révision environnementale
• Approbation ministérielle de la révision environnementale et prise de mesures de protection de l'environnement
• Abandon, mesures correctives et régénération

D'autres changements sont les suivants :

• Processus de demande – Il n'y aura plus de processus en deux étapes, que les Premières Nations et l'industrie connaissaient bien en vertu de la Loi de 1974 et de son règlement de 1995; plutôt, en vertu de la Loi de 2009 et du Règlement de 2019, le processus reflétera le processus lié au sous-sol :
  • La demande est présentée sur le formulaire prévu
  • PGIC passe en revue la demande (droits/environnement), rédige les contrats et présente les modalités environnementales
  • L'ébauche du contrat, comportant des mesures de protection de l'environnement, est envoyée à la Première Nation et au demandeur aux fins d'examen; les documents requis pour finaliser l'octroi sont requis dans les 90 jours suivant l'envoi de cette ébauche
  • Si les exigences sont respectées, le contrat est attribué, sinon la demande est fermée
• Formulaires prescrits :
  • Élaborés pour être plus conviviaux pour les demandeurs
  • Utilisation des formulaires réels, et non des modèles de contrat

Section 10 : Cessions

Q1. Qu'y a-t-il de neuf en matière de cession des contrats?

R1. Les règles relatives au rejet de la demande par le ministre, à savoir :

1. Le cessionnaire doit rencontrer le conseil qui en fait la demande :
   • La réunion entre le cessionnaire et la Première Nation doit avoir lieu avant la présentation d'une demande de cession.
   • Il incombe au cessionnaire de proposer une rencontre au conseil.
   • Une disposition dans le nouveau formulaire prescrit permet d'inscrire la date de la rencontre ou de la renonciation à la rencontre.
2. Capacité financière (dispositions maintenues du Règlement de 1995) :
   • Les cessions aux cessionnaires incapables de prouver qu'ils peuvent s'acquitter des obligations financières du contrat inhérentes à l'assainissement et à la réhabilitation en fin de vie utile seront rejetées.
   • Un plan de retrait de la gestion de l'actif peut être requis pour confirmer que le cessionnaire a un plan de gestion d'actif en fin de vie utile pour remplir ses obligations. À défaut, la cession sera rejetée.

Section 11 : Reconduction des contrats relatifs au sous-sol

Q1. Qu'est-ce qui a changé dans le domaine de la reconduction des contrats relatifs au sous-sol?

R1. Les grands changements concernant la reconduction des contrats relatifs au sous-sol en vertu de la Loi de 2009 et du Règlement de 2019 sont les suivants :

1. les droits au titre d'un contrat relatif au sous-sol satisfaisant aux critères d'admissibilité à la reconduction peuvent être reconduits indéfiniment (terres jugées productives) ou pour une période d'un an (terres jugées potentiellement productives);
2. à son tour, une fois la reconduction établie, PGIC doit envoyer au titulaire et au conseil de la Première Nation concernée un avis qui décrit les droits et les terres visés par la reconduction, les motifs de l'admissibilité du contrat et la durée de la reconduction. Contrairement au processus actuel, l'avis des examens de reconduction ne sera pas envoyé aux Premières Nations avant l'envoi des lettres de décision;
3. la demande peut émaner de personnes autres que le titulaire du contrat;
4. les couches visées par la reconduction figurent à l'annexe 4;
5. les puits de service ne peuvent plus servir de base pour la reconduction de contrats relatifs aux terres.

Q2. Dans quelles circonstances le forage après l'expiration prévue peut-il être autorisé?

R2. Un contrat peut satisfaire aux critères d'admissibilité à une prorogation de courte durée si la libération de l'appareil de forage d'un puits qui a fait l'objet d'un forage par battage ou d'une rentrée dans un but d'approfondissement est impossible avant la date d'échéance du contrat. Dans de telles circonstances, la demande de prorogation pour forer après l'expiration prévue DOIT :

1. parvenir après le démarrage du forage par battage ou la rentrée dans le puits, mais avant la date d'échéance du contrat;
2. contenir l'ID du puits et la date de démarrage du forage par battage ou de rentrée dans le puits;
3. comprendre le loyer de l'année à venir.

Si ces conditions sont remplies, le contrat peut être prorogé pour une durée de 30 jours après la date de libération de l'appareil de forage du puits. Aucun forage par battage ne peut être entamé et aucun autre puits ne peut faire l'objet d'une rentrée sur les terres visées par le contrat pendant cette période de prorogation.

Q3. Comment un demandeur présente-t-il une demande de reconduction?

R3. Un contrat relatif au sous-sol dans le secteur pétrolier et gazier attribué en vertu du Règlement vient à échéance en tout ou en partie après la période originelle sauf s'il satisfait aux critères d'admissibilité à une reconduction. Le demandeur est tenu de suivre les étapes suivantes (c.-à-d. les étapes de la liste de contrôle de la demande et du guide disponibles sur le site Web de PGIC) :

• Trois à quatre semaines avant la fin de la durée du contrat, le titulaire du contrat doit présenter la demande de reconduction (délai minimal recommandé pour une réponse en temps voulu).
• Les reconductions sont désormais toujours limitées à la couche ou aux couches productives ou potentiellement productives. La demande de reconduction doit répertorier chaque couche à l'égard de laquelle la reconduction est demandée. La définition des couches aux fins de reconduction est donnée à l'annexe 4 du Règlement.
• Les motifs pour lesquels les terres sont admissibles à la reconduction, notamment : une brève description géologique des terres louées, des données et des cartes techniques, géologiques, géophysiques et autres, des registres annotés, des rapports de production, un calendrier d'exploitation future et toute autre donnée à l'appui de la demande.
• Inclure le loyer de la première année de reconduction.

Q4. Quels facteurs sont évalués pour déterminer si des droits satisfont aux critères d'admissibilité à la reconduction?

R4. Pour déterminer si les droits satisfont aux critères d'admissibilité à la reconduction, on détermine si l'unité d'espacement et de drainage satisfait ou non aux critères suivants. L'unité :

1. comporte un puits productif;
2. est visée, en tout ou en partie, par un accord de mise en commun portant sur des terres dans lesquelles un puits productif est situé ou par un accord de stockage de pétrole ou de gaz approuvé par l'autorité provinciale;
3. est visée par un projet de récupération de bitume approuvé par le ministre;
4. est visée par un projet, autre qu'un projet de récupération de bitume, approuvé par l'autorité provinciale et qui comprend des terres dans lesquelles est situé un puits productif;
5. est visée par un préavis de drainage reçu dans les six mois qui précèdent la date de soumission de la demande de reconduction ou est une unité à l'égard de laquelle une redevance compensatoire est payée;
6. ne produit pas, mais, selon la cartographie, pourrait avoir la capacité de produire à partir du même bassin que celui à partir duquel un puits d'une unité d'espacement adjacente est productif;
7. est potentiellement productive.

Les droits qui satisfont aux critères d'admissibilité à la reconduction des points a) à e) ci-dessus sont reconduits indéfiniment. Les droits qui satisfont aux critères des points f) et g), c'est-à-dire à l'égard de terres potentiellement productives, sont offerts au titulaire du contrat pour une durée d'un an.

Les titulaires de contrat sont avisés de la détermination par PGIC des droits satisfaisant aux critères d'admissibilité à la reconduction.

Q5. Dans quelles circonstances une offre de droits à l'égard de terres potentiellement productives (paragraphe 65(2)) peut-elle être adressée par PGIC?

R5. Les droits à l'égard de terres potentiellement productives (c.-à-d. qui satisfont aux conditions f) ou g) ci-dessus) font l'objet d'une offre de reconduction pour une durée d'un an. Le titulaire du contrat a 30 jours pour répondre à cette offre en la refusant ou en l'acceptant en partie ou en totalité. Une lettre d'acceptation de droits offerts doit être accompagnée du paiement exigé d'un pas de porte de 400 $ pour chaque lotissement légal ou partie d'un tel lotissement par couche, jusqu'à un maximum de 2 000 $. À tout moment au cours de l'année suivante, le titulaire du contrat peut demander la reconduction indéfinie de ces droits en vertu des alinéas 63(1)a) à e) du Règlement.

Q6. Comment un contrat peut-il satisfaire aux critères d'admissibilité à la reconduction indéterminée?

R6. Une unité d'espacement et de drainage qui fait partie du contrat satisfait aux critères d'admissibilité à la reconduction indéterminée tant qu'elle est associée à une production ou à l'équivalent, c.-à-d. à des paiements de redevance compensatoire (en application des alinéas 63(1)a) à e) du Règlement). Le contrat de l'unité d'espacement et de drainage fera l'objet d'une reconduction indéfinie si :

• cette unité comporte un puits productif;
• cette unité fait partie d'un accord de mise en commun ou d'un accord de stockage de pétrole ou de gaz, d'un projet de récupération de bitume valide (tel que décrit à l'article 56 du Règlement de 2019) ou de tout autre projet pétrolier ou gazier productif approuvé par une autorité provinciale; ou si
• le titulaire du contrat paie des redevances compensatoires sur cet espacement de drainage ou a reçu un préavis de drainage dans les six mois qui précèdent la date d'expiration (conformément à l'article 94 du Règlement).

Q7. Comment un contrat peut-il satisfaire aux critères d'admissibilité à la reconduction à terme?

R7. Si le contrat relatif au sous-sol n'est pas associé à une production ou à l'équivalent, il est possible qu'il satisfasse quand même aux critères d'admissibilité à une reconduction d'un an si le demandeur démontre à l'aide de données géologiques et d'autres données techniques pertinentes que les terres visées sont potentiellement productives (en application des alinéas 63(1)f) et g) du Règlement de 2019). Une telle détermination entraîne une reconduction d'un an.

Cependant, dans les 30 jours qui suivent l'avis par PGIC selon lequel l'espacement de drainage satisfait aux critères d'admissibilité à la reconduction parce qu'il est potentiellement productif, le titulaire du contrat doit payer un pas de porte minimal égal au plus élevé des montants suivants :

1. 2 000 $ ou
2. 400 $ par lotissement légal ou l'équivalent (16 ha, avec arrondissement au nombre entier le plus proche) si la terre n'a pas été divisée en lotissements légaux.

Q8. Que se passe-t-il si un titulaire de contrat ne demande pas la reconduction?

R8. Conformément à l'article 67 du Règlement, si aucune demande de reconduction n'a été reçue à la fin de la durée du contrat, PGIC détermine si le contrat satisfait aux critères d'admissibilité à la reconduction indéfinie comme prévu aux alinéas 63(1)a) à e) du Règlement. Notez que la non-présentation d'une demande de reconduction exclut la possibilité d'un maintien des droits fondé sur la cartographie ou des droits à l'égard de terres potentiellement productives (alinéas 63(1)f) et g) du Règlement).

Les droits qui, selon la détermination de PGIC, satisfont aux critères d'admissibilité à la reconduction indéfinie sont offerts pour acceptation au titulaire du contrat.

Le titulaire du contrat a 30 jours pour répondre à l'offre de reconduction indéfinie en la refusant ou en l'acceptant en partie ou en totalité. Une lettre d'acceptation du titulaire du contrat doit être accompagnée de tout loyer annuel de sous-sol dû ainsi que d'un droit de demande tardive de 5 000 $.

Q9. Que se passe-t-il si une première Nation n'est pas d'accord avec une détermination de reconduction effectuée par PGIC?

R9. Si PGIC a déterminé que tout ou partie du contrat relatif au sous-sol ne satisfait à aucun critère d'admissibilité à la reconduction ou à la date d'échéance d'un contrat qui a été reconduit pour un an (c.-à-d. à la suite de la détermination d'une productivité potentielle), un conseil de Première Nation peut demander une reconduction spéciale pour une durée pouvant atteindre cinq ans :

• Le conseil présente une demande, par écrit, incluant une description des couches et des terres ainsi que la période pour laquelle il demande la reconduction supplémentaire.
• Le titulaire du contrat doit donner son consentement écrit et cette demande doit être présentée dans les 30 jours qui suivent la fin de la période initiale.
• Les loyers pour la première année de la reconduction supplémentaire doivent être versés au moment de la demande.
• Une demande de ce type ne peut pas être faite plus d'une fois pour des terres.

Q10. Dans quelles conditions PGIC délivre-t-il des avis de non-productivité?

R10. Les droits pétroliers et gaziers d'un contrat relatif au sous-sol qui satisfait aux critères d'admissibilité à une reconduction indéfinie feront l'objet d'une surveillance. Conformément à l'article 69 du Règlement, si PGIC détermine à quelque moment que ce soit que les droits ne satisfont plus aux critères d'admissibilité à la reconduction indéterminée, un avis de non-productivité (ou de productivité insuffisante dans le cas des projets de récupération de bitume) peut être signifié au titulaire du contrat, avec les implications suivantes :

• L'avis porte sur une période d'un an et précise les droits réputés ne plus satisfaire aux critères d'admissibilité à la reconduction indéfinie.
• À tout moment au cours de l'année suivante, le titulaire du contrat peut demander le rétablissement de la reconduction indéfinie de ces droits en application des alinéas 63(1)a) à f) du Règlement. Si, à la fin de la période d'un an, aucune demande n'a été reçue, il est mis fin aux droits du contrat.

Q11. Que se passe-t-il en cas de changement de la juste valeur de terres visées par un contrat?

R11. Conformément au paragraphe 66(2) du Règlement, si la juste valeur de terres visées par un contrat a été examinée et qu'il a été déterminé qu'un pas de porte additionnel était nécessaire pour refléter l'évaluation actualisée, le titulaire du contrat doit payer le pas de porte de juste valeur additionnel avant que le contrat qui vise les terres et les droits puisse faire l'objet d'une reconduction.

Section 12 : Puits de service

Q1. Qu'y a-t-il de neuf concernant les puits de service?

R1. Les dispositions suivantes relatives aux puits de service sont nouvelles :

• La demande d'approbation est établie par le Règlement de 2019.
• Un contrat relatif au sous-sol traitant en particulier des droits de disposer est exigé.
• Bail relatif au sol : séparé et exigé.
• Aucun droit de produire du pétrole, du gaz ou des produits connexes.
• Les puits de service ne peuvent plus être utilisés en vertu des dispositions concernant la reconduction des contrats relatifs au sous-sol.
• Les conditions non définies dans la Loi de 2009 ou le Règlement de 2019 sont précisées dans le bail :
  • Durée du bail
  • Prime d'acquisition
  • Indemnité annuelle
  • Renouvellement

Section 13 : Déclaration des redevances

Q1. Qu'est-ce qui n'a pas changé en matière de déclaration des redevances?

R1. Les dispositions du Règlement de 1995 concernant la juste valeur ont été reprises dans le Règlement de 2019

Q2. Qu'y a-t-il de neuf en matière de déclaration des redevances?

R2. Les nouvelles dispositions suivantes s'appliquent à la déclaration des redevances :

• Élargissement de la définition de la personne tenue de conserver et de transmettre des données et renseignements sur les redevances :
  • Une personne qui produit, vend, acquiert ou stocke du pétrole ou du gaz
• Conservation des dossiers pour dix (10) ans

Q3. Qu'y a-t-il de neuf en matière de déclaration des redevances, mais dont la mise en œuvre est prévue seulement après avoir mis à niveau le système informatique?

R3. Les nouvelles dispositions suivantes s'appliquent à la déclaration des redevances :

• Utilisation de Petrinex pour envoyer des données (PGIC est membre de Petrinex)
  • L'industrie n'est plus tenue de conserver deux systèmes de rapport (un pour les autorités provinciales et un pour les terres de réserve des Premières Nations)

Q4. Qu'est-ce qui a changé en matière de déclaration des redevances?

R4. Voici ce qui a changé concernant la déclaration des redevances :

• Transmission des données et renseignements exigés sur les redevances harmonisée avec le paiement exigible le troisième (3e) mois suivant la production pour permettre à l'industrie de simplifier les processus de calcul et de paiements des redevances.
• « Personnes liées* » a été modifié comme suit : des personnes liées, des personnes affiliées ou des sociétés associées au sens des paragraphes 251(2), 251.1(1) et 256(1) de la Loi de l'impôt sur le revenu.

Q5. Quelles améliorations ont été apportées concernant la déclaration des redevances?

R5. Les mises à niveau suivantes du système informatique ont été apportées pour la déclaration des redevances :

• Déduction pour frais d'exploitation d'installation gazière de PGIC – Projet Petrinex – Mise en œuvre en février 2019

Q6. Qu'y a-t-il de neuf en matière de déclaration des redevances, mais dont la mise en œuvre est prévue seulement après avoir mis à niveau le système informatique?

R6. Les mises à niveau suivantes du système informatique ont été apportées pour la déclaration des redevances :

• Processus de transmission et évaluation des redevances – Module d'évaluation des redevances
• Améliorations au système de soumission des renseignements électroniques sur les redevances pour refléter les soumissions visant des produits mélangés ou spécifiques appropriés

Section 14 : Production équitable de pétrole et de gaz

Des redevances compensatoires sont exigibles pour assurer une production équitable lorsque la production de pétrole et de gaz s'effectue sur des terres avoisinantes des terres des Premières Nations. Ce changement s'inspire des lois provinciales visant une production équitable, afin d'assurer la cohérence avec le système utilisé à l'extérieur de la réserve, mais inclut également des modifications pour répondre aux préoccupations concernant le caractère unique des limites de terres des Premières Nations.

En vertu du Règlement de 2019, PGIC doit envoyer des avis de compensation pour toutes les terres des Premières Nations visées par un contrat qui sont adjacentes à des terres hors réserve où sont situés des puits producteurs. Toutefois, l'obligation de payer la redevance compensatoire ne prend pas effet si un titulaire de contrat a soumis des renseignements, au cours d'une période déterminée, pour démontrer avec succès certains faits, par exemple quand des terres d'une Première Nation ont un puits qui produit à partir de la même couche qu'un puits hors réserve.

Q1. Qu'est-ce qui a changé en matière de production équitable de pétrole et de gaz?

R1. Voir le tableau ci-dessous.

Q2. Quels nouveaux avis PGIC peut-il envoyer pour gérer la production équitable de pétrole et de gaz?

R2. Les nouveaux avis que PGIC peut envoyer aux titulaires de contrat sont les suivants :

• Préavis de drainage (anciennement « avis de drainage »)
• Avis de décision concernant des faits
• Préavis de drainage (p. ex. un avis de l'existence d'un puits déclencheur confidentiel)

Les nouveaux avis que PGIC peut envoyer aux Premières Nations sont les suivants :

• Avis de puits déclencheur
• Avis d'annulation, de commencement ou de fin de la redevance compensatoire

Q3. Quels nouveaux processus et outils PGIC utilisera-t-il pour gérer la production équitable de pétrole et de gaz?

R3. Surveillance de l'arrêt de la production pendant au moins trois mois consécutifs pour les puits de limite parce que l'obligation en matière de redevance compensatoire ne prend pas fin après la mise en production d'un puits de limite.

Q4. Quand l'obligation de payer la redevance compensatoire prend-elle effet pour un titulaire de contrat qui reçoit un préavis de drainage?

R4. L'obligation de payer la redevance compensatoire prend effet le premier jour du mois suivant la fin du délai de compensation. Le paiement de la redevance compensatoire est exigible au plus tard le 25e jour du troisième mois suivant le mois pour lequel l'obligation s'applique.

Q5. À partir de quel mois la redevance compensatoire sera-t-elle calculée?

R5. Pour les puits à l'égard desquels un avis de l'existence d'un puits déclencheur confidentiel en application de l'alinéa 94(3)a) n'a pas été délivré, le premier mois pour lequel la redevance compensatoire est calculée est le mois où l'obligation de payer la redevance compensatoire prend effet.

Pour les puits à l'égard desquels un avis de l'existence d'un puits déclencheur confidentiel en application de l'alinéa 94(3)a) a été délivré, le premier mois pour lequel la redevance compensatoire est calculée commence le premier jour du mois qui suit les 180 jours suivant la réception par le titulaire du contrat de l'avis de l'existence d'un puits déclencheur confidentiel.

Q6. Que se passe-t-il si un titulaire de contrat ne répond pas à un préavis de drainage?

R6. Si PGIC ne reçoit pas de réponse du titulaire d'un contrat, PGIC évalue par défaut une redevance compensatoire.

Q7. Y a-t-il des conditions ou exigences exceptionnelles liées à la production équitable de pétrole et de gaz?

R7. L'obligation de payer la redevance compensatoire ne prend pas effet après la fin du délai de compensation si, pendant le délai de compensation, le titulaire d'un contrat peut démontrer un fait visé à l'article 96 du nouveau règlement.

Section 15 : Projets de récupération de bitume

Q1. Quelles règles s'appliquent aux projets de récupération de bitume?

R1. Pour les projets de récupération de bitume :

• Processus de demande – L'approbation provinciale sera exigée.
• Niveaux minimums d'évaluation, de production ou de compensation :
  • si le niveau de production minimum annuel n'est pas atteint au cours d'une année quelconque, une indemnité (25 % de la différence entre la valeur du niveau minimum et celle du niveau réel) doit être versée;
  • un avis de productivité insuffisante est émis pour tout projet de récupération du bitume associé à un contrat relatif au sous-sol si le niveau de production minimum annuel n'est pas atteint au cours de trois années, consécutives ou non.
• L'approbation de PGIC exige une résolution écrite du conseil des Premières Nations et l'approbation de l'autorité provinciale.
• Le bail peut encore satisfaire aux critères d'admissibilité à la reconduction en application des alinéas 63(1)a), b), d) ou e).

Section 16 : Environnement

Q1. Comment la Loi de 2009 et la réglementation renforcent-elles la protection de l'environnement?

R1. Un élément important du nouveau régime législatif et réglementaire est l'amélioration de la protection de l'environnement. En application de la Loi de 1974, les seuls recours possibles en cas de non-respect de la législation environnementale étaient l'annulation du bail ou l'action en justice. La Loi de 2009 et son règlement fourniront une série plus complète d'options en cas de manquement, ce qui permettra à PGIC d'avoir des réactions plus appropriées.

Q2. Qu'y a-t-il de neuf en matière d'environnement?

R2. Il y a deux domaines importants :

• Les entreprises sont tenues de remplir un formulaire prévu à cet effet en cas d'incident ou de déversement. PGIC a provisoirement décidé que le formulaire prévu à cet effet correspondait aux exigences provinciales de notification. L'entreprise doit s'assurer que la Première Nation et PGIC sont avertis et reçoivent une copie ainsi que tout document de suivi.
• Les représentants de l'industrie pétrolière et gazière des Premières Nations doivent désormais avoir suivi une formation appropriée en matière de sécurité et avoir un équipement de protection personnelle pour accompagner les représentants de PGIC lors des inspections conjointes des sites en activité. Les clients et les contacts de PGIC ont été informés des exigences précises dans le bulletin trimestriel MARS du T4 2018-2019.

Q3. Qu'est-ce qui a changé concernant l'environnement?

R3. Voir le tableau ci-dessous.

Q4. En quoi les dispositions relatives à l'environnement du règlement de la phase II seront-elles différentes de celles du Règlement de 1995?

R4. Le module sur l'environnement dans le règlement de la phase II offre une protection plus large que celle prévue par le Règlement de 1995. En particulier, les dispositions réglementaires en matière d'environnement définissent plus clairement les exigences environnementales de PGIC. Le règlement de la phase II continuera à garantir l'application des lois fédérales existantes et des lois environnementales provinciales incorporées par renvoi.

Q5. Quand tous les changements visant l'environnement seront-ils mis en œuvre?

R5. Bien que le règlement de la phase I contienne des changements liés à l'environnement, la majorité des dispositions réglementaires environnementales proposées seront dans le règlement de la phase II. PGIC transmettra la phase II à la fin de l'automne 2019 et au début de 2020.

Section 17 : Demande de rencontre annuelle

Une importante nouvelle disposition de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2009 et de son règlement de 2019 traite de la capacité des Premières Nations de présenter une demande auprès du ministre pour que soit organisée une rencontre avec les détenteurs de contrat actuels afin de discuter des activités qui ont été menées et de celles qui sont projetées dans la zone visée par le contrat.

Q1. Une réunion séparée est-elle nécessaire lors d'une évaluation d'une reconduction relatif au sous-sol?

R1. Non, cette disposition remplace la réunion.

Q2. Une Première Nation peut-elle demander plus d'une rencontre avec le même détenteur de contrat par année?

R2. Les Premières Nations et les détenteurs de contrat peuvent se rencontrer aussi souvent qu'ils le jugent nécessaire. Toutefois, une demande de rencontre annuelle ne peut être présentée au ministre plus d'une fois par année conformément au paragraphe 15(1) du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2019.

Q3. Une demande de rencontre distincte doit-elle être présentée pour chaque contrat détenu par la même entreprise?

R3. Non, conformément au paragraphe 15(4) du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2019, si le titulaire détient plus d'un contrat portant sur les terres de la Première Nation, les activités menées en vertu de tous ces contrats peuvent faire l'objet d'une discussion pendant la même rencontre.

Q4. Que se passe-t-il si la rencontre n'a pas lieu?

R4. Conformément au paragraphe 15(3) du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2019, le titulaire organise la rencontre et veille à ce que celle-ci soit tenue dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date de réception de l'avis du ministre. Si la rencontre n'a pas lieu, la cession peut être rejetée.

Q5. Qui paie les frais de la rencontre?

R5. Conformément au paragraphe 15(5) du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2019, les frais relatifs à la demande de rencontre, à sa préparation et à la présence à cette rencontre sont supportés par la partie qui les engage.

Q6. Si de multiples détenteurs de contrat sont regroupés dans un seul contrat, doivent-ils tous assister à la rencontre?

R6. Conformément au paragraphe 15(3) du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2019, s'il y a plus d'un titulaire, les titulaires peuvent nommer l'un d'entre eux pour qu'il assiste à la rencontre comme représentant.

Section 18 : Vérification et examen par la Première Nation

Deux améliorations très importantes dans la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2009 et son règlement de la phase I : 1) le ministre est désormais explicitement habilité à effectuer des vérifications et des examens des documents et activités concernant la production pétrolière et gazière sur les terres des Premières Nations; 2) les Premières Nations elles-mêmes ont désormais le même pouvoir d'effectuer des vérifications et des examens semblables à l'égard des entreprises qui ont des activités sur leurs terres de Première Nation respectives. Aux termes de la Loi de 1974 et du Règlement de 1995, les tribunaux avaient jugé que le ministre avait le pouvoir d'inspecter, mais pas de vérifier les activités et les documents.

Pour obtenir ces pouvoirs explicites de vérification et d'examen, de nouvelles dispositions législatives et réglementaires étaient nécessaires. Bien que d'autres options aient été envisagées, le Canada comme les Premières Nations productrices de pétrole et de gaz ont convenu qu'une modernisation législative et réglementaire, même si elle exigeait beaucoup de temps et de ressources, était l'option la plus avantageuse.

PGIC a obtenu du Cabinet le pouvoir nécessaire pour procéder au changement législatif et réglementaire ainsi que le pouvoir nécessaire du Conseil du Trésor pour dépenser des fonds pour amener, mettre en œuvre et appliquer ce changement. Les pouvoirs obtenus par PGIC comprennent le pouvoir général de « vérification » des entreprises. Après consultation des Premières Nations productrices de pétrole et de gaz, la capacité des Premières Nations de demander des vérifications des entreprises qui ont des activités sur leurs terres a été incluse dans la Loi et dans son règlement d'application.

Q1. Les Premières Nations peuvent-elles désormais demander le pouvoir d'effectuer des vérifications et des examens des documents, données et installations des entreprises qui ont des activités pétrolières et gazières sur leurs terres désignées respectives?

R1. Oui, en application de l'article 10 de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2009 et de l'article 85 du Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes de 2019, les Premières Nations peuvent demander le pouvoir d'effectuer des vérifications et des examens concernant la production pétrolière et gazière sur leurs terres afin de vérifier les redevances qui leur sont dues.

Q2. Quelles sont les règles de base applicables aux vérifications et aux examens à l'initiative des Premières Nations?

R2. Un nouvel élément de la Loi de 2009 et du Règlement de 2019 prévoit ce qui suit :

• Une Première Nation peut effectuer une vérification ou un examen des redevances exigibles si les conditions suivantes sont réunies :
  • un accord est conclu avec le ministre;
  • la vérification ou l'examen est effectué conformément à cet accord et à la réglementation.
• Règles générales applicables aux vérifications des Premières Nations :
  • Qualifications du vérificateur et de la personne qui l'accompagne, et exigences auxquelles ils satisfont
  • Confidentialité
  • Présentation des résultats de la vérification au ministre
• Le ministre offre l'aide suivante à la personne de la Première Nation qui effectue la vérification ou l'examen :
  • Fournir des renseignements et des données
  • Modifier le système en fonction des résultats des vérifications et des examens
  • Veiller à la conformité de l'entreprise dont les documents et activités sont vérifiés

Q3. Qui paie le coût des vérifications et examens réalisés à l'initiative des Premières Nations?

R3. Au moins une fois par an, PGIC établit une liste de candidats à soumettre en priorité à une vérification ou à un examen dans l'année en cours et les deux années suivantes, selon des analyses axées sur les risques. PGIC parle officieusement de plan triennal continu, parce que les facteurs de risque et les priorités peuvent changer. Il opte pour cette méthode pour que toutes les entreprises finissent par être visées au moins une fois par une vérification, même si plusieurs années peuvent s'écouler avant qu'une entreprise soit choisie pour une vérification alors que, sur la même période, d'autres entreprises peuvent faire l'objet de plusieurs vérifications.

Pendant l'élaboration de la nouvelle Loi et de son règlement, PGIC avait initialement prévu ce qui suit :

1. Un examen ou une vérification demandé et autofinancé par une Première Nation serait approuvé si tous les critères s'appliquant aux demandes étaient remplis.
   
   
2. Si une Première Nation demandait que les documents ou activités de production d'une entreprise sur ses terres soient visés par une vérification ou un examen;
   
   ET
   
   
3. si la vérification ou l'examen des documents et activités de cette entreprise sur les terres de cette Première Nation figurait déjà dans le plan triennal de PGIC;
   
   ALORS
   
   
4. PGIC financerait la vérification ou l'examen, ce qui est logique étant donné que des fonds auraient déjà été affectés à cette fin;
   
   MAIS
   
   
5. si la vérification ou l'examen des activités de cette entreprise sur les terres de cette Première Nation ne figurait pas dans le plan triennal de PGIC, PGIC avait prévu que le seul moyen pour qu'une telle vérification ou un tel examen puisse avoir lieu soit que la Première Nation le finance elle-même (c.-à-d. autofinancement).

Q4. Que se passe-t-il si une Première Nation ne veut pas ou ne peut pas autofinancer la vérification qu'elle a demandée?

R4. Au moment où PGIC a obtenu les autorisations qui conviennent pour procéder aux modifications législatives et réglementaires appropriées, le financement des vérifications à l'initiative des Premières Nations n'avait pas été considéré. Maintenant qu'il est certain que la Loi et son règlement entreront en vigueur le 1er août 2019, PGIC étudie les possibilités de financement des vérifications et des examens à l'initiative des Premières Nations dans le cas où la Première Nation ne veut pas ou ne peut pas avoir recours à l'autofinancement.

Section 19 : Conformité et application de la loi

Une structure complète de conformité et d'application de la loi a été prévue dans la Loi de 2009 et le Règlement de 2019 a été élaboré de façon à appuyer cette structure. En mettant en œuvre ses nouveaux instruments législatifs et réglementaires de conformité et d'application de la loi, PGIC suivra le principe visant à :

informer, promouvoir, protéger

Un cadre de conformité et d'application de la loi, des politiques, des procédures et des bulletins d'information ont été élaborés pour que les titulaires de contrat comprennent leurs responsabilités en vertu du nouveau régime législatif et réglementaire. En travaillant avec les Premières Nations, PGIC fera en sorte que les titulaires de contrat comprennent les désirs et les objectifs à long terme des Premières Nations.

Q1. Quelles sont les nouveautés en matière de conformité et d'application de la loi?

R1. La LPGTI de 2009 accorde à PGIC les pouvoirs suivants :

• Inspecter les activités et les registres d'exploitation pétrolière et gazière
• Effectuer des perquisitions et des saisies au besoin
• Déterminer si un fait est à considérer comme une violation passible de sanctions ou une infraction passible d'une peine
• Émettre des avis, résilier des contrats et annuler des statuts de manquement
• Délivrer des ordonnances de suspension ou de prise de mesures correctives en cas de non-conformité

Les entités réglementées auront la possibilité de se conformer à leurs obligations avant la prise de mesures de l'échelle d'application. Cela permet de s'assurer que les entreprises sont conscientes de leurs droits et obligations ainsi que des mesures possibles qui peuvent être prises par PGIC.

Pour établir un régime de conformité et d'application de la loi plus robuste et plus souple, des règles sont clairement définies concernant :

• Les critères pour le processus décisionnel réglementaire
• La définition des droits et responsabilités de toutes les parties
• Des pouvoirs et instruments clairs, dont des sanctions administratives pécuniaires en cas de violations spécifiées de la Loi et du Règlement, afin de favoriser la conformité et d'intervenir en cas de non-conformité

Un point important est l'harmonisation des données recueillies et publiées avec celles des provinces, entre autres :

• L'instauration d'exigences de tenue de dossiers et d'établissement de rapports afin de disposer d'un vaste éventail de données permettant notamment d'améliorer l'exactitude des évaluations des redevances à verser
• L'élargissement de la possibilité de soumettre des données et d'émettre des avis par voie électronique (meilleure harmonisation du régime dans les réserves avec les normes et processus des provinces)
• Les données sur le potentiel de production de gaz et de pétrole
• Les rapports d'étape des activités d'exploitation gazière et pétrolière

Lorsque le système informatique aura été mis à niveau, le gouvernement du Canada disposera du même système que celui qu'utilisent les provinces. Par conséquent, il pourra extraire automatiquement les données nécessaires et l'industrie n'aura plus besoin d'avoir deux ensembles de processus et de systèmes, un qui s'applique aux terres de réserve et l'autre qui s'applique aux terres situées hors réserve.

Q2. Quels sont les nouveaux instruments de conformité et d'application de la loi désormais à la disposition de PGIC pour favoriser la conformité et intervenir en cas de non-conformité?

R2. Quelques exemples des nouveaux instruments de conformité et d'application de la loi à la disposition de PGIC pour favoriser la conformité :

• Capacité de refuser l'octroi d'un nouveau contrat à une entreprise déjà en défaut
• Responsabilité solidaire
  • Après une cession, le cédant et le cessionnaire sont responsables de toute obligation et de toute responsabilité qui découlent du contrat.
  • Toutes les personnes ayant un intérêt dans un contrat sont responsables des obligations qui découlent de ce contrat ou de la loi.
• Ordonnance ministérielle visant à ordonner à l'exploitant de soumettre un plan ou un diagramme de toute installation utilisée afin de vérifier les redevances à payer
• Ordonnance ministérielle visant à ordonner à toute personne ayant vendu, acquis ou échangé du pétrole ou du gaz de fournir des documents permettant de vérifier les redevances à payer
• Émission d'un avis de non-conformité
• Annexe 6 pour les sanctions administratives pécuniaires et le maintien de sanctions

Section 20 : Finances

Q1. Qu'est-ce qui a changé dans le domaine des finances?

R1. Voir le tableau ci-dessous.

Section 21 : Administration – Pouvoirs et processus décisionnel

Section 22 : Administration – Résolution des conflits

La disposition qui prévoyait que les décisions prises par le directeur exécutif de PGIC pouvaient être examinées par le ministre a été supprimée, car, selon la LPGTI de 2009, toutes les décisions sont prises par le ministre. Comme la réglementation des activités de l'industrie est de plus en plus complexe, il est également nécessaire de mettre à jour et de moderniser les mécanismes de recours. L'examen ministériel des décisions du directeur exécutif s'est révélé être une étape inutile, puisque les différends sont habituellement portés devant les tribunaux. Grâce à ce changement, un client ou un contact de PGIC qui n'est pas d'accord avec une décision du ministre peut porter le différend plus rapidement devant un tribunal compétent.

Q1. La Loi de 2009 et son règlement prévoient-ils un processus informel de résolution des conflits?

R1. PGIC utilise actuellement un processus informel de résolution des conflits en entretenant des contacts directs et continus tant avec le secteur qu'avec les Premières Nations. En complément des nouveaux mécanismes d'application, PGIC envisage d'intégrer un processus de résolution des conflits dans ses politiques et pratiques.

Q2. Pourquoi les examens ministériels ont-ils été supprimés et remplacés par une procédure devant la Cour fédérale?

R2.Le remplacement du processus existant d'examen ministériel (par le ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien) par une procédure devant la Cour fédérale devrait réduire les coûts pour toutes les parties et accélérer le processus. Il ressort des demandes d'examen ministériel officiel présentées dans le passé que celles-ci sont de nature très technique et contraignent en définitive le ministre à obtenir l'avis d'experts indépendants du secteur pétrolier et gazier avant de prendre une décision. C'est un exercice qui prend beaucoup de temps et, généralement, les résultats auxquels il aboutit sont de toute façon contestés devant la Cour fédérale. Le changement proposé retire le gouvernement fédéral du processus de résolution des conflits et envoie l'affaire directement aux tribunaux pour qu'ils tranchent.

Q3. Que se passe-t-il si une entreprise n'accepte pas l'imposition de sanctions administratives pécuniaires?

R3. Le Canada a la responsabilité de réglementer les entreprises du secteur et de faire respecter les règles au nom de tous les membres des bandes des Premières Nations (cela comprend la réglementation des activités des entreprises qui sont la propriété d'une Première Nation, appelées également sociétés appartenant à une bande). Si une situation se présente dans laquelle le Canada doit encourager la conformité, l'entreprise concernée est traitée de la même façon que n'importe quelle autre entreprise, qu'elle appartienne ou non à une Première Nation.

Les nouvelles dispositions concernant les sanctions sont conçues pour établir un régime d'application de la loi plus souple et pour donner à PGIC des options supplémentaires pour remédier à une situation avant que des mesures plus rigoureuses soient prises. De façon générale, si une entreprise refuse de payer une sanction imposée par PGIC, PGIC passe à l'échelon suivant de l'échelle d'application. Dans ce cas, il pourrait s'agir de l'enregistrement d'un certificat de non-paiement à la Cour fédérale ou d'une action en justice pour recouvrer les sommes dues.

Un élément est implicite dans les nouvelles dispositions relatives aux sanctions : la capacité de faire appel des décisions concernant l'imposition de sanctions administratives pécuniaires auprès de la Cour fédérale. D'autres décisions ministérielles peuvent également faire l'objet d'un contrôle judiciaire. Les règles en matière de contrôle judiciaire (par exemple qui peut être partie, les délais de prescription ainsi que les recours possibles et leurs motifs) sont établies par la Loi sur les Cours fédérales.

La surveillance des tribunaux est exigée et nécessaire dans les domaines à haut risque comme l'imposition d'amendes considérables et les perquisitions et saisies.

Q4. Les tribunaux provinciaux joueront-ils un rôle? Si oui, lequel?

R4. Ceci s'applique au futur règlement de la phase II et non au nouveau règlement de la phase I – Quand des lois provinciales auront été incorporées par renvoi, les tribunaux provinciaux seront utilisés pour tirer parti de leur expertise. Au besoin, les tribunaux provinciaux peuvent également décerner des mandats de perquisition. De même, en vertu de la Loi de 2009, une cour supérieure provinciale ou la Cour fédérale peuvent rendre une ordonnance enjoignant à des personnes de divulguer des renseignements ou donner au ministre ou à un inspecteur l'accès à un lieu. Enfin, les infractions à la Loi de 2009 peuvent être poursuivies par procédure sommaire devant les tribunaux provinciaux.

Section 23 : Compétence fédérale

Q. Les provinces jouent-elles un rôle? Si oui, lequel? La Loi de 2009 et son règlement donneront-ils ou enlèveront-ils des responsabilités aux provinces?

R. Les gouvernements provinciaux n'ont pas de compétence à l'égard des Premières Nations en matière d'exploitation pétrolière et gazière et de concession de droits pétroliers et gaziers sur les terres des Premières Nations. Rien dans la Loi de 2009 ni dans son règlement ne modifie ni n'élargit la compétence des provinces en matière de ressources pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations. La responsabilité de la gestion des terres et des ressources des Premières Nations incombe au gouvernement du Canada et non aux autorités provinciales.

Les provinces ont toutefois des pouvoirs considérables sur les sociétés pétrolières et gazières qui ont des activités sur les terres des Premières Nations. La province supervise les activités et établit des normes techniques pour les installations pétrolières et gazières. À titre d'exemple : 1) une entreprise doit obtenir une licence provinciale de puits avant de pouvoir forer un puits; 2) une entreprise doit faire approuver par la province les unités d'espacement spéciales.

De plus, il y a des activités pour lesquelles PGIC compte sur les organismes provinciaux de réglementation, notamment l'établissement d'unités d'espacement de forage et de bases de données de production. Dans le domaine de la protection de l'environnement, PGIC compte également sur la province pour l'établissement de la plupart des normes, par exemple les normes d'évacuation et de torchage et les normes de contrôle des puits.

La Loi de 2009 et son règlement prévoient une entente officielle entre le ministre et la province pour définir clairement les rôles des deux parties. Même si ceux-ci ne modifieront pas les compétences provinciales, ils éclaireront sans doute les zones d'ombre en matière de responsabilités.

Section 24 : Relation de la Couronne fédérale avec les Premières Nations

Q1. La Loi de 2009 et son règlement auront-ils une incidence sur la relation fiduciaire de la Couronne avec les Premières Nations?

R1. Le gouvernement fédéral s'est engagé à ne pas nuire à la relation fiduciaire entre la Couronne et les Premières Nations dans le domaine de la gestion du pétrole et du gaz, et à la maintenir inchangée. En fait, le nouveau régime renforce les capacités législatives et réglementaires particulières de PGIC ainsi que ses capacités de s'acquitter de ses obligations envers les Premières Nations.

Q2. La Loi de 2009 et son règlement auront-ils une incidence sur les droits issus des traités?

R2. La Loi de 2009 et son règlement d'application sont sans effet sur les droits ancestraux et issus de traités des Premières Nations.

Q3. Que prévoient la Loi de 2009 et son règlement en matière de consultation des Premières Nations?

R3. Le Règlement définit clairement les obligations du ministre en matière d'avis et de consultation, et précise notamment quand des consultations doivent avoir lieu ainsi que la forme et les modalités de ces consultations.

Q4. Le Canada prélève-t-il une partie des recettes pétrolières et gazières des Premières Nations pour couvrir les coûts administratifs?

R4. Non. PGIC est entièrement financé par des crédits parlementaires. Cent pour cent des fonds provenant des activités pétrolières et gazières sur les terres des Premières Nations sont perçus et détenus pour chaque Première Nation respective.

Section 25 : Gestion et prévention des litiges

Q. Quelle incidence auront la Loi de 2009 et son règlement sur les litiges en cours ou en instance concernant le pétrole et le gaz?

R. Aucun des changements législatifs et réglementaires n'est directement lié à un litige actuel ou en instance.

PGIC est un organisme axé sur les affaires qui réglemente également les activités de l'industrie pétrolière et gazière. Remplissant ces fonctions, PGIC fait partie intégrante et est un élément nécessaire de l'industrie elle-même qui, de manière regrettable, est très encline à recourir aux tribunaux. Quand des poursuites sont intentées contre les activités de PGIC, cela amène PGIC à réexaminer ses activités pour déterminer s'il y a un problème.

Section 26 : Renseignements supplémentaires

Q. Comment les clients et les contacts de PGIC peuvent-ils obtenir de plus amples renseignements?

R. PGIC s'engage à fournir à ses clients et à ses contacts les renseignements les plus à jour possible. Des renseignements peuvent être obtenus :

1. Sur le site Web de PGIC
2. Par courriel : aadnc.contactiogc.aandc@canada.ca
3. Par téléphone : 403-292-5625