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VERSION PUBLIQUE

UN ARBITRAGE EN VERTU DE L'ANNEXE 14-C DE L'ACCORD CANADA
ÉTATS-UNIS MEXIQUE, DU CHAPITRE ONZE DE L'ACCORD DE LIBRE-
ÉCHANGE NORD-AMÉRICAIN ET DE LA CONVENTION CIRDI

ENTRE :

RUBY RIVER CAPITAL LLC.

Demanderesse

ET :

CANADA

Défendeur

(Affaire CIRDI No. ARB/23/5)

CONTRE-MÉMOIRE SUR LE FOND ET MÉMOIRE SUR LA COMPÉTENCE
DU CANADA

15 JUILLET 2024

Ministère de la Justice et
Affaires mondiales Canada
Direction générale du droit
commercial international (JLT)
Édifice Lester B. Pearson
125, promenade Sussex
Ottawa, Ontario
K1A 0G2
CANADA

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I. TABLEAU DES ABBRÉVIATIONS

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II. ÉNONCÉ PRÉLIMINAIRE

1. La demanderesse projetait de construire et d'exploiter un important complexe de liquéfaction de gaz naturel à Saguenay, au Québec (ci-après « projet Énergie Saguenay »). Се complexe, d'une capacité de production de 10,5 millions de tonnes de GNL par année, aurait permis de liquéfier puis d'exporter du gaz naturel de l'ouest canadien par navires-citernes vers les marchés internationaux. L'approvisionnement en gaz naturel aurait été assuré par un gazoduc d'environ 780 km que la demanderesse prévoyait également construire et exploiter entre le nord-est de l'Ontario, où il aurait rejoint un gazoduc existant, et le complexe de liquéfaction à Saguenay (ci-après « projet Gazoduq »).

2. Chacun de ces projets aurait constitué une infrastructure d'énergie fossile de très grande envergure et, pour les mener à terme, la demanderesse aurait requis des capitaux importants de l'ordre de 8 milliards $US dans le cas du projet Énergie Saguenay et de 6 milliards $US dans le cas du projet Gazoduq. En plus du capital, la demanderesse était également tenue d'obtenir des autorisations environnementales à la fois du gouvernement fédéral ainsi que du gouvernement du Québec avant de pouvoir commencer à réaliser ses projets. En effet, en raison de leur nature et de leur ampleur, les deux projets étaient assujettis aux procédures d'évaluation environnementale des deux ordres de gouvernement.

3. Le complexe de liquéfaction, s'il s'était matérialisé, aurait généré d'importantes émissions de GES pendant toute sa durée de vie projetée, soit une période d'au moins 25 ans. En fait, les émissions de GES du complexe en auraient fait l'un des plus grands émetteurs de GES du Québec. Or, les gouvernements du Canada et du Québec sont résolument engagés depuis plusieurs années déjà à réduire leurs émissions de GES afin de lutter contre les changements climatiques et leurs conséquences qui se font déjà cruellement sentir, particulièrement dans le nord du pays où la fonte des glaces et l'augmentation de la température bouleversent les écosystèmes. En tant que signataire de l'Accord de Paris, le Canada s'est engagé à réduire ses émissions de GES de 40 à 45% sous les niveaux de 2005 et atteindre la carboneutralité d'ici 2050. Les engagements du Canada et du Québec leur permettent de jouer un rôle de premier plan au sein de la communauté internationale pour lutter contre les changements climatiques.

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4. L'exploitation du complexe de liquéfaction aurait également généré une augmentation importante du trafic maritime sur la rivière Saguenay. L'exportation du GNL produit par le complexe de liquéfaction aurait requis approximativement 160 voyages (soit 320 passages) de navires-citernes par année. Ce trafic aurait doublé le nombre de bateaux naviguant à travers le parc marin du Saguenay-Saint-Laurent (ci-après «PMSSL ») et l'habitat essentiel du béluga de l'estuaire du Saint-Laurent (ci-après « ESL »), situés à l'embouchure de la rivière Saguenay et du fleuve Saint-Laurent. Le béluga de l'ESL est un mammifère marin emblématique de la conservation des espèces menacées. Il s'agit d'une espèce hautement valorisée, tant par les Premières Nations que la population générale. Le déclin constant de la population de béluga a mené les gouvernements du Canada et du Québec à adopter une série de mesures pour assurer la protection et le rétablissement éventuel de cette espèce menacée. Le béluga de l’ESL a été désigné comme espèce en voie de disparition et son habitat essentiel est protégé. Il fait l'objet de recherches scientifiques depuis plusieurs années afin de documenter notamment les impacts du trafic maritime sur sa population et son habitat.

5. Compte tenu des caractéristiques du projet Énergie Saguenay et de son emplacement géographique, le projet se trouvait à l'intersection de deux préoccupations environnementales majeures des gouvernements du Canada et du Québec. Dès lors, il ne faut pas s'étonner que les impacts du projet Énergie Saguenay sur les émissions de GES, la lutte aux changements climatiques et la population de bélugas de l'ESL aient fait l'objet d'un examen approfondi dans le cadre des évaluations environnementales du Canada et du Québec.

6. L'évaluation environnementale est désormais pratiquée dans plus de 150 pays à travers le monde.¹ Il s'agit d'un processus itératif qui vise à éclairer la prise de décision des autorités gouvernementales qui ont la responsabilité d'autoriser, ou non, des projets susceptibles d'entraîner des effets négatifs sur l'environnement. L'évaluation environnementale du gouvernement du Québec a débuté au mois de décembre 2015 et s'est terminée au mois de juillet 2021 lorsque le conseil des ministres a refusé d'autoriser le projet Énergie Saguenay. L'évaluation environnementale du gouvernement fédéral s'est amorcée au mois de janvier 2016 et s'est conclue

¹ RL-0059-ENG, John Sinclar & Meinhard Doelle (eds), “The Next Generation of impact assessment: a critical review of the Canadian Impact Assessment Act", Irwin Law, 2021, p. 3.

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au mois de février 2022 lorsque le gouverneur en conseil a lui aussi décidé de refuser le projet Énergie Saguenay.

7. La demanderesse prétend que ces décisions des plus hautes instances décisionnelles du pouvoir exécutif des gouvernements du Canada et du Québec contreviennent aux obligations internationales du Canada contenues aux articles 1102, 1103, 1105 et 1110 de l'ALÉNA. Malgré l'extinction de l'ALÉNA et son remplacement par l'ACEUM le 1er juillet 2020, soit plus d'un an avant les mesures contestées, la demanderesse prétend que les dispositions de l'annexe 14-C de l'ACEUM l'autorisent à invoquer le mécanisme de règlement des différends investisseur-État (ci-après « RDIE ») contenu à la section B de l'ALÉNA et réclamer au Canada un paiement monétaire afin de compenser les dommages qu'elle aurait prétendument subis en raison de ces manquements allégués.

8. La réclamation de la demanderesse devrait être rejetée dans sa totalité car le différend ne ressortit pas à la compétence du Tribunal. Même si le Tribunal en venait à la conclusion contraire, la réclamation de la demanderesse devrait quand même être rejetée dans sa totalité car la demanderesse n'a pas établi l'existence d'un manquement à l'une des obligations prévues aux articles 1102, 1103, 1105 et 1110 de l'ALÉNA. Dans l'éventualité où la demanderesse arrivait à établir la compétence du Tribunal et un manquement du Canada à une obligation de l'ALÉNA, sa réclamation devrait tout de même être rejetée car elle n'a pas fait la preuve d'un lien de causalité entre un manquement aux obligations du Canada et les dommages qu'elle réclame. Enfin, elle n'a pas fait la preuve des dommages réclamés.

9. La demanderesse fonde la compétence du Tribunal sur le consentement du Canada à l'arbitrage contenu à l'annexe 14-C de l'ACEUM. Ce consentement est toutefois assujetti à la condition que la demanderesse « allègue qu'il y a eu manquement à une obligation prévue à la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA ». Or, l'ACEUM a remplacé l'ALÉNA lors de son entrée en vigueur le 1er juillet 2020 et ce remplacement a éteint les dispositions de l'ALÉNA qui étaient jusque-là en vigueur. Les obligations invoquées au soutien de la demande de Ruby River n'étant plus en vigueur lorsque les gouvernements du Canada et du Québec ont refusé d'autoriser le projet de la demanderesse,² l'une des conditions essentielles au consentement du Canada à l'arbitrage

² Ces décisions ont été prises le 21 juillet 2021 et le 7 février 2022, soit plus d'un an après l'extinction de l'ALÉNA.

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sous l'annexe 14-C n'est pas remplie et le Tribunal doit donc décliner compétence. Il convient de noter que les seuls dommages réclamés sont ceux découlant des décisions gouvernementales de refuser le projet Énergie Saguenay et la décision alléguée de refuser le projet Gazoduq. Une interprétation de bonne foi suivant le sens ordinaire à attribuer aux termes de l'annexe 14-C dans leur contexte et à la lumière de l'objet et du but de l'ACEUM révèle que seule l'application du mécanisme de règlement des différends prévu à la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA a été prorogée jusqu'au 1er juillet 2023. L'annexe 14-C n'a pas eu pour effet de proroger de la même façon les obligations de fond prévues à la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA.

10. L'effet combiné de l'extinction de l'ALÉNA le 1er juillet 2020 et du délai de prescription de trois ans prévu à l'article 1117 de l'ALÉNA fait en sorte que les seuls faits générateurs de responsabilité qui pourraient ressortir à la compétence du Tribunal sont ceux qui auraient pu survenir entre le 17 février 2020 et le 30 juin 2020, soit une courte période d'environ quatre mois et demi. Les décisions des gouvernements du Québec et du Canada de mener des évaluations environnementales distinctes ayant été communiquées au plus tard au mois de janvier 2016, elles sont de ce fait exclues de la juridiction ratione temporis du Tribunal.

11. Le seul fait générateur de responsabilité qui soit survenu durant cette courte période est la soi-disant divulgation à la presse, en mars 2020, du retrait d'un investisseur majeur de la quatrième ronde de financement de la demanderesse. Or, tel qu'expliqué dans la demande de bifurcation du Canada du 5 janvier 2024, ce manquement allégué aux obligations du Canada n'est identifié ni dans l'avis d'intention, ni dans la requête d'arbitrage de la demanderesse. Cette allégation n'a fait son apparition que dans le mémoire transmis le 21 novembre 2023 et doit donc être rejetée car elle ne se conforme pas aux prescriptions de l'article 1119 de l'ALÉNA et des articles 36(2) de la Convention CIRDI et 2(2) du Règlement d'introduction des instances du CIRDI. Par ailleurs, la demanderesse ne réclame aucun dommage en raison de ce manquement allégué qui soit distinct des dommages réclamés en raison des refus du projet Énergie Saguenay.

12. Pour les raisons exposées dans la demande de bifurcation du Canada le 5 janvier 2024, le Tribunal doit également décliner compétence au motif que le différend n'est pas en relation directe avec un investissement au terme de l'article 25 de la Convention CIRDI. Les décisions des gouvernements du Canada et du Québec de refuser d'autoriser le projet Énergie Saguenay, et

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l'abandon subséquent par la demanderesse du projet Gazoduq, ont eu lieu avant que la demanderesse ne réalise ses projets. N'ayant jamais été réalisés, ces projets ne peuvent servir de fondement à un recours fondé sur la Convention CIRDI.

13. Les réclamations fondées sur les articles 1102 et 1103 de l'ALÉNA doivent être rejetées car la demanderesse n'a pas établi avoir reçu un traitement moins favorable que d'autres initiateurs de projets en raison de sa nationalité américaine. Elle fonde ses réclamations sur des comparaisons superficielles entre le traitement accordé au projet Énergie Saguenay et celui accordé à onze autres projets. Ces projets comportent tous des différences majeures avec le projet Énergie Saguenay de sorte qu'ils ne peuvent être considérés comme ayant reçu un traitement dans des circonstances analogues à celui-ci. Certains projets étaient situés dans des environnements où il n'y avait pas de bélugas ou d'espèce en voie de disparition, d'autres avaient fait l'objet d'une évaluation environnementale plusieurs années auparavant alors que les préoccupations environnementales et les connaissances scientifiques au cœur des évaluations sont en constante évolution. D'autres projets encore n'avaient pas la même ampleur que le projet Énergie Saguenay et auraient par exemple émis des quantités bien moins importantes d'emissions de GES. La demanderesse ignore ces différences pour ne retenir que l'issue des évaluations environnementales, de sorte que son exercice de comparaison ne lui est d'aucune utilité.

14. Les réclamations fondées sur l'article 1105 de l'ALÉNA doivent aussi être rejetées dans leur totalité. Les évaluations environnementales du Canada et du Québec ont été menées en stricte conformité avec les exigences législatives et réglementaires ainsi que les règles d'équité procédurale. Les considérations sur lesquelles les gouvernements du Canada et du Québec se sont fondés pour refuser le projet Énergie Saguenay ont été communiquées à la demanderesse dès le début des évaluations environnementales. La directive ministérielle et les lignes directrices transmises à la demanderesse pour lui permettre de préparer son étude d'impact identifiaient les espèces menacées, les émissions de GES et la transition énergétique de même que l'acceptabilité sociale comme étant des effets environnementaux et sociaux qui devaient être étudiés. Les échanges subséquents entre l'Agence, le MELCC et l'initiateur ont permis de préciser certains éléments d'analyse en cours d'évaluation. Enfin, le ministre de l'Environnement du Québec a clairement indiqué que le projet Énergie Saguenay devait contribuer à réduire les émissions de GES globales, favoriser la transition énergétique et obtenir l'acceptabilité sociale et ce, avant la

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fin de l'évaluation environnementale de sorte que la demanderesse a eu tout le temps voulu pour y répondre. Il est vrai que les considérations en question n'ont pas été identifiées au début des évaluations environnementales avec la même précision ou qu'elles n'avaient pas la même importance en début d'évaluation qu'à la fin. Il est cependant dans la nature même des évaluations environnementales que des considérations se précisent ou prennent plus d'importance en cours d'évaluation au fur et à mesure de l'analyse du projet et que le processus d'acquisition de connaissances dans le cadre des évaluations environnementales suive son cours.

15. Il est également faux de prétendre que les refus d'autoriser le projet Énergie Saguenay étaient des décisions manifestement arbitraires. Ces décisions se fondent sur deux évaluations environnementales indépendantes qui s'appuient à leur tour sur des consultations publiques et des analyses environnementales menées par le MELCC et l'Agence en collaboration avec d'autres ministères et organismes experts provinciaux et fédéraux. Ces évaluations environnementales ont mené, entre autres, à la publication de rapports très complets dont notamment un rapport du BAРЕ, un rapport d'analyse environnementale du MELCC et un Rapport d'évaluation environnementale de l'Agence. Ces rapports, et les évaluations environnementales de manière plus générale, établissent clairement un lien rationnel entre les refus et des objectifs légitimes de protection de l'environnement et de lutte aux changements climatiques. La demanderesse n'a présenté aucun élément de preuve établissant que les processus d'évaluation environnementale du Canada et du Québec ont été instrumentalisés pour atteindre d'autres objectifs occultes et inavouables.

16. La demanderesse peut être en désaccord avec les conclusions des rapports et des évaluations environnementales, et elle peut persister à croire que ses projets auraient contribué à la réduction des GES et à la lutte aux changements climatiques, mais elle ne peut sérieusement prétendre qu'elle n'a pas eu l'occasion d'être entendue ou que les refus sont manifestement arbitraires (ni même seulement arbitraires). Par ailleurs, la norme minimale de traitement que garantit le droit international coutumier ne comporte pas d'obligation de convaincre les promoteurs déçus du bien-fondé des décisions refusant leurs projets. Une telle obligation serait sans doute impossible à respecter.

17. Le Canada nie que l'existence d'attentes légitimes puisse fonder une violation de la norme minimale de traitement. Néanmoins, si le Tribunal décide d'en tenir compte, la preuve sur laquelle

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se fonde la demanderesse pour tenter d'établir l'existence d'attentes légitimes quant à l'approbation de ses projets est très loin de constituer le type d'assurances spécifiques et non ambiguës capables de faire naître de telles attentes. Tout au plus, ces éléments de preuve tendent à démontrer que les représentants des gouvernements du Canada et du Québec ont exprimé ce qui pourrait être qualifié d'optimisme envers les projets, du moins lors des démarches initiales. Or, non seulement ces éléments de preuve ne présentent pas le degré de spécificité nécessaire, mais l'optimisme initial a graduellement été remplacé par des perspectives plus nuancées au fur et à mesure que les impacts environnementaux du projet se précisaient.

18. Enfin, il convient de remarquer que l'exercice auquel se livre la demanderesse pour tenter de démontrer l'existence d'une violation de la norme minimale de traitement en droit international coutumier est incompatible avec la déférence dont les tribunaux arbitraux doivent faire preuve envers les décisions des autorités publiques qui ont la lourde tâche de prendre des décisions dans l'intérêt public. Ceci est d'autant plus vrai que les décisions des gouvernements du Canada et du Québec se fondent en l'espèce, du moins en partie, sur des préoccupations liées à la réduction des émissions de GES et à la lutte aux changements climatiques qui sont des objectifs d'intérêt public de la plus haute importance.

19. Les réclamations de la demanderesse fondées sur l'article 1110 de l'ALÉNA doivent elles aussi être rejetées. Non seulement la demanderesse ne détient-elle aucun droit pouvant être exproprié mais il n'y a eu aucune privation substantielle de ses investissements allégués. Par ailleurs, les refus d'autoriser le projet Énergie Saguenay constituent un exercice légitime du pouvoir de police de l'État.

20. Même si le Tribunal en venait à la conclusion que le Canada a contrevenu à ses obligations sous l'ALÉNA, le Tribunal devrait rejeter la demande de compensation de la demanderesse car celle-ci n'a pas établi de lien de causalité entre les manquements reprochés et les dommages réclamés. En effet, au moment des faits générateurs de responsabilité, la demanderesse n'avait pas encore pris de décision finale d'investissement (« DFI ») et elle n'avait pu rassembler qu'à peine 0,8% des sommes requises pour réaliser les projets Énergie Saguenay et Gazoduq. En outre, elle faisait face à d'importantes difficultés financières qui n'avaient rien à voir avec les mesures contestées dans cet arbitrage. La demanderesse tient pour acquis que n'eut été des refus des

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gouvernements du Canada et du Québec elle aurait pu réunir toutes les conditions nécessaires pour prendre une DFI positive, obtenir tous les permis et les autorisations requis, construire les deux projets et exploiter de manière profitable le complexe de liquéfaction de gaz naturel et le gazoduc pendant leur durée de vie projetée de 25 à 40 ans. La réclamation de la demanderesse devrait être rejetée en raison de son incapacité à prouver avec un degré de certitude raisonnable qu'elle aurait pu réaliser les projets Énergie Saguenay et Gazoduq si elle avait reçu les autorisations gouvernementales requises.

21. La réclamation en dommages de la demanderesse devrait également être rejetée car celle-ci se fonde sur une méthodologie DCF. Or, le cas en l'espèce n'est pas l'un de ceux où l'application de cette méthodologie pourrait être appropriée, notamment en raison de la nature spéculative et du stade précoce des projets. Ceux-ci n'avaient aucun historique de profits, étaient loin d'être opérationnels et n'avaient même pas fait l'objet d'une DFI positive. La demanderesse n'avait d'ailleurs aucun droit acquis à la réalisation des projets et ne possédait aucun intérêt juridiquement protégé (par exemple un contrat de vente) lui permettant de pouvoir compter sur des revenus futurs anticipés. En fait, le promoteur n'avait même pas encore pris de DFI.

22. Si le Tribunal décide d'octroyer des dommages à la demanderesse ceux-ci devraient être limités aux dommages raisonnables que la demanderesse a subis en tentant de faire l'investissement et dont elle peut faire la preuve. Or, en l'espèce, la demanderesse ne réclame pas, ni même à titre subsidiaire, d'indemnisation fondée sur les sommes qu'elle a effectivement dépensées. La demanderesse n'a pas d'ailleurs non plus prouvé que ces montantes étaient raisonnables ou causés par les manquements à l'accord. Compte tenu du fait que la demanderesse n'aurait que de très faibles chances de récupérer ces montants, octroyer des tels coûts viendrait à placer la demanderesse dans une meilleure position que celle dans laquelle elle se serait trouvée en l'absence des fautes.

Documents soumis à l'appui du contre-mémoire sur le fond et le mémoire sur la compétence du Canada:

23. Déclaration de Monsieur Terence Hubbard : Monsieur Terence Hubbard, le président de l'Agence, décrit dans sa déclaration le rôle de l'Agence dans la mise en œuvre de la LEI et la LCÉE 2012. Il explique que dans le cadre de l'évaluation environnementale du projet Énergie

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Saguenay, le personnel de l'Agence s'est acquitté de ses responsabilités de manière professionnelle, impartiale et sans aucune ingérence politique.

24. Déclaration de Madame Geneviève Bélanger : Madame Geneviève Bélanger, ayant agi comme gestionnaire de projet à l'Agence pour l'évaluation des projets Énergie Saguenay et Terminal en rive nord, explique dans sa déclaration comment l'Agence a mené ces évaluations en conformité avec les procédures et la méthodologie fondée sur la science que l'Agence emploie dans toutes ses évaluations sous la LCÉE 2012. Elle met en lumière les différences entre les circonstances de l'évaluation de chacun de ces projets. Elle offre également un survol du processus d'évaluation par l'Agence du projet Gazoduq jusqu'à son interruption par GNL Québec en 2023.

25. Déclaration de Monsieur Simon Trépanier : Monsieur Simon Trépanier, gestionnaire au programme de protection du poisson et de son habitat au MPO, décrit dans sa déclaration le rôle et les responsabilités du MPO lors des évaluations environnementales menées par le Canada et le Québec, ainsi que l'expertise de son ministère en matière de protection du béluga. Il présente également l'implication du MPO dans le cadre des évaluations environnementales fédérale et provinciale du projet Énergie Saguenay et d'autres projets où son ministère a été sollicité.

26. Déclaration de Madame Catherine Coutu : Madame Catherine Coutu, gestionnaire de la Section des méthodologies et d'analyse des gaz à effet de serre à ECCC, présente le rôle et les responsabilités de son équipe dans le cadre du processus fédéral d'évaluation environnementale et brosse un portrait du régime réglementaire applicable à l'estimation et à l'évaluation des émissions de GES au Canada. Elle décrit le rôle de son équipe dans le cadre de l'évaluation du projet Énergie Saguenay et explique la démarche et les principales conclusions de l'avis d'expert d'ECCC sur les émissions de GES du projet. Elle distingue l'évaluation des émissions de GES de ce projet de celles de d'autres projets allégués par la demanderesse comme comparateurs.

27. Déclaration de Monsieur John Moffet : Monsieur John Moffet, sous-ministre adjoint à la branche de la Direction générale de la protection de l'environnent à ECCC, présente le rôle de sa direction dans le cadre des évaluations environnementales fédérales et provinciales. Il décrit également le rôle de leader du Canada dans la lutte contre les changements climatiques et souligne les engagements du Canada dans ce domaine. Il explique comment ECCC a participé à l'évaluation

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environnementale du projet Énergie Saguenay et il met en évidence des différences entre ce projet et d'autres projets dans le secteur de l'énergie au Canada.

28. Déclaration de Monsieur Chris Evans : Monsieur Chris Evans, ayant travaillé comme directeur senior de la Division des pipelines, du gaz et du GNL à NRCan, explique dans sa déclaration le rôle de cette division au sein de NRCan et relativement aux projets de gaz naturel liquéfié au Canada. Il décrit également la nature de ses interactions avec GNL Québec, incluant avec son président Monsieur Tony Le Verger.

29. Déclaration de Monsieur Michel Duquette: Monsieur Michel Duquette, chargé de projet pour l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay par le MELCC, décrit dans sa déclaration la procédure d'évaluation et d'examen des impacts du Québec et détaille les différentes étapes suivies pour l'évaluation du projet Énergie Saguenay et ses projets connexes, soit le projet Gazoduq et le projet de raccordement du complexe Énergie Saguenay au réseau de transport d'Hydro-Québec.

30. Déclaration de Monsieur René Beaudet : Monsieur René Beaudet, secrétaire et Directeur général de l'administration et des communications au BAPE, décrit le rôle du BAPE dans le cadre de la procédure d'évaluation et d'examen des impact sur l'environnement du Québec et fait un survol du mandat du BAPE relativement à l'évaluation du projet Énergie Saguenay.

31. Déclaration de Monsieur Martin Koskinen : Monsieur Martin Koskinen, directeur de cabinet du premier ministre du Québec, décrit le rôle de directeur de cabinet en lien avec le processus d'approbation de grands projets industriels au Québec et fait état des interactions qu'il a eu avec les initiateurs d'Énergie Saguenay.

32. Déclaration de Monsieur Simon Sanschagrin : Monsieur Simon Sanschagrin, directeur d'investissement spécialisé à Investissement Québec, résume dans sa déclaration la nature et l'implication d'Investissement Québec au regard du financement du projet Énergie Saguenay, et spécifiquement dans les 3º et 4º rondes de financement du projet.

33. Déclaration de Monsieur Jean-François Bergeron : Monsieur Jean-François Bergeron, coordonnateur des dossiers environnementaux à la Direction de la planification et de la coordination du ministère des Forêts, de la Faune et des Parcs du Québec, résume dans sa

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déclaration la mission et les activités de sa direction et l'implication de celle-ci au regard du projet Gazoduq, incluant quant au déroulement de la procédure d'évaluation environnementale québécoise de ce projet.

34. Rapport d'expert de Madame Sarah Powell : Madame Sarah Powell soumet en appui au présent contre-mémoire un rapport d'expert dans lequel elle réfute chacune des allégations présentées par Monsieur Rodney Northey, l'expert de la demanderesse. Madame Powell est une avocate certifiée comme spécialiste du droit de l'environnement par le Barreau de l'Ontario, cumulant plus de 30 ans d'expérience dans ce domaine. Elle est largement reconnue comme une chef de file en droit de l'environnement au Canada. Elle démontre dans son rapport que l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay n'a pas été compromise par une quelconque ingérence politique. Elle explique en outre que l'Entente de collaboration Canada-Québec en matière d'évaluation environnementale n'impose aucune obligation à l'Agence ni de prendre les devants du processus d'évaluation environnementale ni de mener une évaluation conjointe avec le Québec. Elle établit que l'évaluation environnementale fédérale n'a pas contredit les lignes directrices, lesquelles ont été modifiées conformément au régime applicable et aux pratiques habituelles de l'Agence. Elle démontre également qu'il était loisible à l'Agence de tenir compte des standards et objectifs les plus récents en matière de réduction des émissions de GES dans son évaluation du projet Énergie Saguenay, même si ceux-ci n'étaient pas en vigueur au moment du dépôt du projet. Enfin, Madame Powell démontre que le projet Énergie Saguenay n'a pas été traité différemment des projets comparateurs allégués par la demanderesse, incluant en matière d'évaluation des effets du projet sur les émissions de GES et les mammifères marins.

35. Rapport d'expert de Maître Michel Yergeau : Maître Michel Yergeau soumet un rapport d'expert en appui au présent contre-mémoire pour réfuter les allégations de Me Duchaine, l'experte de la demanderesse. Membre du Barreau du Québec depuis 1974, Me Yergeau est un juge retraité de la Cour supérieure où il a siégé pendant dix ans. Dans ce cadre, il a eu l'occasion de rendre plusieurs jugements en droit de l'environnement. Avant sa nomination à la magistrature, Me Yergeau a été vice-président du BAPE et avocat au sein d'un important cabinet d'avocats où il a travaillé dans une soixantaine de dossiers impliquant le processus d'évaluation environnementale du Québec et du Canada. Il démontre dans son rapport que l'allégation de Me Duchaine selon laquelle le processus d'évaluation environnementale du Québec du projet Énergie

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Saguenay aurait usurpé la compétence fédérale est sans fondement. Il explique que le processus québécois trouve ancrage dans les compétences constitutionnelles relevant du Québec, en conformité avec la jurisprudence applicable. Il démontre en outre que contrairement à ce que soutient la demanderesse, le processus d'évaluation du projet Énergie Saguenay ainsi que la décision du conseil exécutif ont respecté les règles de l'exercice du pouvoir discrétionnaire, la compétence constitutionnelle du Québec ainsi que les règles du droit public administratif.

36. Rapport d'expert de Monsieur Dean O'Gorman : Monsieur Dean O'Gorman signe un rapport d'expert traitant du processus d'évaluation environnementale que le projet Gazoduq aurait suivi et des obstacles auxquels le projet aurait fait face si l'évaluation s'était poursuivie. Monsieur O'Gorman, maintenant consultant environnemental, cumule des dizaines d'années d'expérience en matière d'évaluation environnementale, incluant au sein de l'Agence canadienne d'évaluation environnementale et du Alberta Energy Regulator. Il dispose d'une expérience spécifique en matière de projets du secteur de l'énergie, acquis par exemple dans le cadre de l'évaluation des projet Enbridge Northern Gateway et l'oléoduc Énergie Est. Il met en évidence, dans son rapport d'expert, les nombreuses difficultés auxquels les projets de pipelines font face au Canada. Il explique pourquoi le projet de Gazoduq de la demanderesse aurait lui aussi été confronté à un processus d'évaluation d'impact long et difficile à l'issue incertaine.

37. Rapport d'expert de Monsieur Anthony Theau-Laurent, Madame Margaux de Saint-Exupéry et Monsieur Erik van Duijvenvoorde du cabinet international indépendant de conseil financier Accuracy: Les experts présentent dans leur rapport de quantification des dommages une critique du rapport de Secretariat, les experts en dommages de la demanderesse. Les auteurs du rapport d'Accuracy, Anthony Theau-Laurent, Margaux de Saint-Exupéry et Erik van Duijvenvoorde, disposent d'une expérience significative en matière de quantification des dommages et comme experts financiers dans le cadre d'arbitrages internationaux. Accuracy démontre que l'évaluation de la valeur des projets Énergie Saguenay et Gazoduq fondée sur la méthode des flux de capitaux actualisés est inadéquate, puisqu'elle est repose sur une série d'hypothèses incertaines et ne prend pas en compte de nombreux risques significatifs inhérents aux projets de la demanderesse. Accuracy conclut qu'aucune demande de compensation ne peut être fondée sur l'évaluation des deux projets ni sur les sommes prétendument investies par Symbio dans ceux-ci.

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III. LES FAITS

A. Le Canada et le Québec sont engagés à réduire les émissions de GES et à lutter contre les changements climatiques

1. L'importance de la lutte aux changements climatiques

38. Le Canada et le Québec sont aux premières loges pour constater les effets dévastateurs des changements climatiques. Les plus récentes données indiquent que les températures moyennes augmentent deux fois plus rapidement au Canada que la moyenne mondiale. Cette augmentation, déjà très élevée, est encore plus prononcée dans le nord du pays.³ Elle modifie les régimes de précipitation, réduit l'étendue de la couverture des glaces de mer, altère les conditions hydrologiques et augmente la probabilité de certains phénomènes météorologiques extrêmes, tels les feux de forêt, les sécheresses et les inondations, entre autres effets indésirables.⁴

39. Il existe un vaste consensus scientifique à l'effet que ces changements climatiques sont principalement d'origine anthropique. Aujourd'hui, il ne peut être sérieusement remis en question que les gaz à effet de serre (ci-après, « GES ») émis par les activités humaines, et principalement le dioxyde de carbone produit par l'exploitation et la combustion de sources d'énergie fossile, sont la principale cause du réchauffement observé de la planète.⁵ Ces émissions sont en progression constante depuis la révolution industrielle, de telle sorte que les concentrations de dioxyde de carbone dans l'atmosphère sont actuellement plus élevées qu'elles ne l'ont jamais été depuis au moins deux millions d'années.⁶ Cette modification de la composition de l'atmosphère provoque un réchauffement sans précédent de la terre.

³ JM-0013-ENG, Environment and Climate Change Canada, 2023 Emissions Reduction Plan, Canada's Next Steps for Clean Air and a Strong Economy, 2022 (« 2023 Emissions Reduction Plan » ).

⁴ R-0014-FRA, Ressources naturelles Canada, Rapport sur le climat changeant au Canada, 2019, p. 121.

⁵ Selon le Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (« GIEC »), il est « sans équivoque » que l'influence humaine a réchauffé l'atmosphère, l'océan et les terres. Voir R-0015-ENG, GIEC, Sixième Rapport d'évaluation (AR6) concernant les bases scientifiques physiques du changement climatique, chapitre 3 : Human Influence on the Climate System p. 425. Le GIEC réunit un grand nombre des meilleurs scientifiques au monde pour réaliser des évaluations exhaustives de l'état actuel des connaissances sur les changements climatiques et leurs possibles conséquences environnementales et socioéconomiques.

⁶ R-0016-FRA GIEC, Sixième Rapport d'évaluation (AR6) concernant les bases scientifiques physiques du changement climatique, résumé à l'intention des décideurs, 2021, p. 8.

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40. En l'absence de réductions importantes et urgentes des émissions de GES dans l'atmosphère, la température de la planète continuera d'augmenter. Le Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat des Nations Unies (ci-après, « GIEC ») prédit que si les tendances actuelles en matière d'émissions de GES se poursuivent, la température moyenne mondiale augmentera jusqu'à 4,5° Celsius d'ici le milieu du siècle.⁷ Une telle augmentation, si elle devait se concrétiser, entraînerait une nette augmentation des perturbations climatiques, incluant une augmentation de l'intensité et de la fréquence de phénomènes météorologiques extrêmes.⁸ De tels changements climatiques auraient des conséquences graves pour l'homme et l'environnement.⁹

2. Les engagements du Canada et du Québec

41. Le Canada est un émetteur important de GES. En 2021, les émissions nationales totales de GES étaient de 670 millions de tonnes d'équivalent dioxyde de carbone (ci-après, « Mt d'éq CO2 »).¹⁰ Les émissions de GES du Québec représentent environ le dixième de ce volume.¹¹

42. Le secteur pétrolier et gazier est la plus grande source d'émissions de GES du Canada, représentant 28 % des émissions. Ce secteur est également celui qui a connu la plus forte croissance des émissions au cours des dernières décennies. De 2005 à 2021, les émissions du secteur pétrolier et gazier ont augmenté de 12% (de 168 à 189 Mt d'équivalent CO2) alors même que les émissions

⁷ RWS-9, Witness Statement of John Moffet, Counter-Memorial on the Merits-ENG, 11 July 2024 (« RWS-9, Moffet-ENG » ), ¶ 12.

⁸ R-0017-ENG, GIEC, Sixième Rapport d'évaluation (AR6) concernant les bases scientifiques physiques du changement climatique, Chapter 4 : Future Global Climate : Scenario-based Projections and Near-term Information, p. 555.

⁹ R-0018-FRA, GIEC, Rapport spécial sur les conséquences d'un réchauffement planétaire de 1,5 °C – Résumé à l'intention des décideurs, 2019, pp. 9-13.

¹⁰ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 29.

¹¹ En 2017, les émissions de GES du Québec étaient évaluées à 79 Mt d'éq CO2. Grâce à ses importantes ressources d'hydroélectricité, le Québec affiche un taux d'émission de GES par habitant parmi les plus faibles en Amérique du nord. R-0019-FRA, Plan pour une économie verte 2030 – Politique-cadre d'électrification et de lutte contre les changements climatiques, p. 23.

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totales du Canada ont diminué de 8,4 %.¹² C'est donc dire que d'autres secteurs d'activités économiques ont compensé ces augmentations.¹³

43. Aux premières loges pour constater les conséquences des changements climatiques, le Canada et le Québec ne restent pas pour autant les bras croisés face à la menace, existentielle pour certains, que posent les changements climatiques. Depuis plusieurs années, ils jouent un rôle de premier plan dans la lutte aux changements climatiques et ils se sont engagés à réduire de façon significative leurs émissions de GES, et au premier plan celles provenant du secteur pétrolier et gazier.

44. Dès 1992, le Canada s'est engagé à stabiliser les émissions de GES au niveau de 1990 avant l'an 2000 en signant la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques. De manière tout aussi importante, ce traité établit le principe que les pays développés doivent prendre l'initiative de lutter contre les changements climatiques.¹⁴

45. Le Protocole de Kyoto, que le Canada a ratifié en décembre 2002, représente un autre jalon marquant de l'engagement du Canada à lutter contre les changements climatiques. Par cet accord, le Canada s'était engagé à réduire ses émissions de GES de 6% en dessous du niveau de 1990. Le Canada renouvelle son engagement à réduire ses émissions de GES lors de la signature de l'Accord de Copenhague en 2009 et ajuste ses objectifs de réduction à 17% des émissions en 2020 par rapport au niveau de 2005.¹⁵

46. L'Accord de Paris, conclu le 12 décembre 2015 par 194 pays, marque un point tournant dans l'engagement de la communauté internationale à faire face aux changements climatiques. Ce traité établit pour la première fois un objectif collectif à long terme visant à maintenir l'augmentation de la température moyenne mondiale bien en dessous de 2 degrés Celsius par rapport aux niveaux préindustriels, et à poursuivre les efforts visant à limiter cette augmentation en dessous de 1,5 degré, afin d'éviter les pires conséquences du changement climatique. Le Canada

¹² RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 29.

¹³ R-0020-FRA, Plan de Réduction des Émissions pour 2030 – Prochaines étapes du Canada pour un air pur et une économie forte, 2021, p. 12.

¹⁴ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 13.

¹⁵ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 14.

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a signé ce traité le 22 avril 2016 et l'a ratifié le 5 octobre 2016, à la suite d'un vote au Parlement. En acceptant les objectifs du traité, le Canada s'est engagé à intensifier considérablement ses efforts pour réduire les émissions de GES.¹⁶

47. Depuis l'Accord de Paris, le Canada et le Québec ont pris d'autres engagements notables afin d'atteindre les objectifs ambitieux de maintien de la température globale moyenne. Ainsi, lors de la Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques qui a eu lieu à Glasgow en Écosse en 2021 (ci-après, la « COP26 »), le premier ministre du Canada s'est formellement engagé à immédiatement plafonner les émissions du secteur pétrolier et gazier et veiller à ce qu'elles diminuent au rythme et à l'échelle nécessaires pour atteindre la carboneutralité d'ici 2050. Tel que le note Monsieur Moffet dans sa déclaration, le Canada était alors le premier grand pays producteur d'énergie fossile à prendre un tel engagement.¹⁷

48. Également présent à la COP26, le Québec s'est joint au Danemark et au Costa Rica dans la « Beyond Oil and Gas Alliance », une alliance qui regroupe des gouvernements nationaux et infranationaux qui ont pour objectif d'accélérer l'abandon progressif de la production de combustibles fossiles, conformément aux cibles de l'Accord de Paris. L'alliance regroupe 17 membres, dont la France, l'Espagne, la Suède, et les états américains de Washington et de Californie.¹⁸ Elle est actuellement coprésidée par les gouvernements du Danemark et du Québec.¹⁹

49. Ces engagements internationaux, parmi d'autres,²⁰ sont nécessaires si la communauté internationale espère pouvoir atteindre les cibles de l'Accord de Paris. Tout indique que les États devront même redoubler d'efforts et s'engager envers l'adoption de mesures encore plus contraignantes pour éviter les pires conséquences des changements climatiques.²¹

¹⁶ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 15.

¹⁷ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 18.

¹⁸ R-0021-ENG, Beyond Oil & Gas Alliance, « Who We Are », disponible a: https://beyondoilandgasalliance.org/who-we-are/

¹⁹ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 22; R-0022-FRA, Québec, Communiqué de presse - Conférence des Nations Unies sur le climat de Glasgow - Le Québec rallie la Beyond Oil and Gas Coalition, 4 novembre 2021.

²⁰ RWS-9, Moffet-ENG, ¶¶ 19-21, 23-24.

²¹ R-0018-FRA, GIEC, Rapport spécial sur les conséquences d'un réchauffement planétaire de 1,5 °C – Résumé à l'intention des décideurs, pp. 9-13.

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3. L'intensification des efforts des gouvernements pour lutter contre les changements climatiques et leurs conséquences

50. Depuis plusieurs années, les gouvernements du Canada et du Québec intensifient leurs efforts pour réduire leurs émissions de GES et de nombreux plans d'action se sont succédé. Dans le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques, adopté en 2016, le gouvernement du Canada s'est fixé comme objectif de réduire ses émissions de GES de 30% en 2030 par rapport au niveau de 2005. Il présage l'une des mesures phares du gouvernement canadien pour y arriver, soit la tarification du carbone qui est entrée en vigueur en 2019.²² D'autres mesures, telles l'adoption de règlements limitant les émissions provenant de la production d'électricité au gaz naturel et imposant une réduction des émissions de méthane dans le secteur pétrolier et gazier, ou encore l'adoption de règlements imposant des normes d'émission de GES de plus en plus strictes pour les véhicules légers et lourds, s'y sont également greffées.²³

51. En 2022, et conformément à la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité²⁴ adoptée en 2021,²⁵ le gouvernement du Canada a publié le Plan de réduction des émissions de 2030 (ci-après, le « PRE »). Le PRE fournit une feuille de route sur la façon dont le Canada réduira davantage les émissions de GES afin d'atteindre des objectifs de réduction des émissions de GES de 40 à 45 % par rapport au niveau de 2005 d'ici 2030. Le PRE contient pour la première fois un engagement à plafonner et à réduire les émissions totales de GES du secteur pétrolier et gazier. Le gouvernement a récemment donné suite à cet engagement en publiant le 7 décembre 2023 le Cadre réglementaire pour un plafonnement des émissions de GES du secteur pétrolier et gazier.²⁶ Cette mesure, lorsqu'elle entrera en vigueur, instaurera un système national de plafonnement et d'échange pour les émissions du secteur pétrolier et gazier. Afin de se

²² RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 38. La politique canadienne de tarification du carbone a instauré un coût monétaire à la pollution par le carbone par le biais de systèmes fédéraux, provinciaux et territoriaux de tarification du carbone.

²³ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 36.

²⁴ JM-0026-ENG, Canadian Net-Zero Emissions Accountability Act, S.C. 2021, c. 22, in force 1 June 2009 ("Canadian Net-Zero Emissions Accountability Act").

²⁵ Cette loi établit la carboneutralité comme cible nationale en matière d'émissions de GES d'ici l'an 2050.

²⁶ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 44.

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conformer aux nouvelles exigences, les installations pétrolières et gazières devront réduire leurs émissions ou acheter des unités à d'autres installations qui ont réduit leurs émissions.²⁷

52. Le gouvernement du Québec a lui aussi adopté une série de mesures afin d'atteindre ses ambitieuses cibles de réduction des GES.

53. Notamment, en février 2022 le gouvernement du Québec a déposé à l'Assemblée nationale un projet de loi pour mettre fin aux activités de recherche et de production d'hydrocarbures sur le territoire québécois.²⁸ Ce projet de loi a été adopté le 12 avril 2022 et ses dispositions sont entrées en vigueur le 23 août 2022. La loi révoque aussi, moyennant compensation, les permis de recherche de pétrole et de gaz naturel qui avaient déjà été délivrés. Enfin, elle prévoit la fermeture des puits forés ainsi que la restauration des sites.²⁹ Par cette mesure, le Québec devient le premier État en Amérique du Nord à interdire la recherche et la production d'hydrocarbures sur son territoire, accomplissant ainsi un des objectifs de la Beyond Oil and Gas Alliance.³⁰

54. Le 16 novembre 2020, le premier ministre du Québec et le ministre de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques ont annoncé le Plan pour une économie verte 2030 (« PEV 2030 »).³¹ Ce plan énonce les orientations que le gouvernement du Québec entend prendre pour respecter son engagement de réduire ses émissions de GES de 37,5% d'ici 2030 par rapport à leur niveau de 1990 et il trace la voie qui mènera le Québec vers la carboneutralité. Le plan accorde une priorité à l'électrification de l'économie québécoise afin de tirer parti de ses vastes ressources hydroélectriques. Il accorde aussi une attention particulière à l'émergence de nouvelles entreprises de l'économie verte, aux mesures favorisant l'efficacité énergétique et celles pour améliorer la résilience du Québec aux changements climatiques à venir.

²⁷ R-0023-FRA, Environnement et Changement climatique Canada, Cadre réglementaire canadien pour un plafonnement des émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier – Document d'information, 7 décembre 2023.

²⁸ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 22.

²⁹ JM-0015-FRA, Loi mettant fin à la recherche d'hydrocarbures ou de réservoirs souterrains, à la production d'hydrocarbures et à l'exploitation de la saumure, RLRQ c R-1.01.

³⁰ R-0024-FRA, Cabinet de la ministre des Ressources naturelles et des forêts, Communiqué de presse : Transition énergétique-Québec met fin à la recherche et à la production d'hydrocarbures sur son territoire, 12 avril 2022.

³¹ R-0019-FRA, Plan pour une économie verte 2030 – Politique-cadre d'électrification et de lutte contre les changements climatiques.

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55. Ces mesures, et bien d'autres encore, témoignent de l'engagement résolu des gouvernements du Canada et du Québec à lutter contre les changements climatiques. En faisant de cette lutte un principe qui guide l'ensemble de l'action gouvernementale, le Canada et le Québec s'assurent de pouvoir jouer un rôle de leader auprès de la communauté internationale pour faire face à ce qui est souvent décrit comme le plus important défi de notre époque.

B. Le Canada et le Québec sont engagés à protéger le béluga de l'estuaire du Saint-Laurent

56. Le béluga est une espèce emblématique de la biodiversité de l'estuaire du Saint-Laurent. Le béluga de l'estuaire du Saint-Laurent (ci-après « ESL ») constitue l'une des sept populations de bélugas au Canada. Il s'agit d'une espèce hautement valorisée au Québec, tant par les Premières Nations que la population générale³². Avant 1885, on dénombrait jusqu'à 10 000 bélugas dans l'estuaire et le golfe du Saint-Laurent. Décimée par la chasse excessive, cette espèce ne comptait plus qu'autour de 1 000 individus dans les années 1980.³³ Depuis 2012, on en compte seulement 900 individus³⁴.

57. Face à ce déclin alarmant de la population de béluga de l'ESL, les gouvernements du Canada et du Québec ont pris des mesures pour protéger cette espèce et en assurer le rétablissement. En réponse à cette préoccupation et compte tenu de la présence du béluga dans l'ESL, le Canada et le Québec créent conjointement en 1998 le Parc marin du Saguenay-Saint-Laurent, une aire marine protégée qui a pour but de rehausser le niveau de protection des écosystèmes du fjord du Saguenay et de l’ESL aux fins de conservation³⁵. En mars 2000, le Québec désigne le béluga de l'ESL comme « espèce menacée » en vertu de la Loi sur les espèces menacées

³² CD-0068-FRA, Agence d'évaluation d'impact du Canada, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, novembre 2021 (« Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale »), p. 57; C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358 – Projet de construction d'un complexe de liquéfaction de gaz naturel à Saguenay, Rapport d'enquête et d'audience publique (24 March 2021) («BAPE, Rapport 358 »), pp. 63-64, 167.

³³ RWS-11, Witness Statement-Simon Trépanier-Counter-Memorial on the Merits-FRA, -- July 2024 (« RWS-11, Trépanier-FRA »), ¶ 22.

³⁴ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 22; C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay (Doc. No. PR11), 30 juin 2021, p. 29; CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 57.

³⁵ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 30; CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 57; C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p. 167.

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ou vulnérables du Québec.³⁶ En 2005, le Canada désigne également cette espèce comme « menacée » en vertu de la Loi sur les espèces en péril du Canada (ci-après « LEP »).³⁷

58. Depuis cette désignation, le Canada mène des travaux de recherche visant à mieux documenter l'état du béluga de l'ESL et les menaces qui pèsent sur lui, ainsi qu'à développer des mesures pour son rétablissement, comme le Programme de rétablissement du béluga de l'estuaire du Saint-Laurent établi en 2012³⁸. Ce programme identifie spécifiquement le bruit sous-marin attribuable au trafic maritime comme l'une des principales menaces au rétablissement de l'espèce³⁹. Il désigne également l'habitat essentiel du béluga, lequel comprend notamment une portion du fjord du Saguenay de son embouchure jusqu'à la baie Sainte-Marguerite⁴⁰. Cette portion de l'habitat est particulièrement fréquentée par les femelles, les veaux et les jeunes, ses eaux étant particulièrement propices à l'alimentation, la socialisation, le soin des jeunes et le repos⁴¹.

59. En 2014, le Comité sur la situation des espèces en péril au Canada (ci-après « COSEPAC »), un comité consultatif indépendant formé de spécialistes responsables d'identifier et d'évaluer les espèces sauvages considérées en péril, réévalue le statut du béluga de l'ESL comme « en voie de disparition » en raison des mortalités anormales observées depuis 2008⁴². En 2017, le Canada reflète ce niveau rehaussé de protection du béluga dans la LEP et protège légalement son habitat essentiel par arrêté ministériel⁴³. En 2019, pour donner suite à la désignation du béluga de l'ESL comme espèce en voie de disparition, le Canada publie le Plan d'action pour réduire l'impact du bruit sur le béluga et les autres mammifères matins en péril de l'ESL. Ce plan réitère

³⁶ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 30.

³⁷ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 30-31; RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 23.

³⁸ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 23-24.

³⁹ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 24; CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, pp. 57-58.

⁴⁰ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 24.

⁴¹ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p.30; CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 58.

⁴² RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 22.

⁴³ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 24-25.

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que le bruit sous-marin excessif constitue une menace importante au maintien et au rétablissement du béluga et susceptible de détruire son habitat essentiel.⁴⁴

60. Compte tenu de l'état précaire du béluga de l'ESL et de l'importance que revêt cette espèce pour la population, les gouvernements du Canada et du Québec mènent et financent de nombreuses initiatives de suivi et de recherche sur cette espèce pour soutenir son rétablissement. Les initiatives actuelles financées par les gouvernements canadien et québécois incluent l'Initiative pour la protection des baleines, l'Initiative collaborative sur les effets cumulatifs des activités maritimes sur le Saint-Laurent et la rivière Saguenay, le Plan de protection des océans du Canada, le Plan d'action pour réduire l'impact du bruit sur le béluga et les autres mammifères marins en péril de l'estuaire du Saint-Laurent, le Règlement sur les mammifères marins, et le Programme de Conservation et Restauration de Parcs Canada: Mieux cohabiter avec le béluga⁴⁵.

61. Au niveau fédéral, le ministère des Pêches et Océans (ci-après, le « MPO ») étudie la population de béluga de l'ESL depuis de nombreuses années. Il s'agit d'un domaine de recherche très actif ayant connu des avancées importantes dans les dernières années en raison des nouvelles technologies, notamment en acoustique sous-marine. Ces travaux de recherche ont mené à plusieurs publications scientifiques au cours des dernières années, lesquelles soutiennent la prise de décision des gouvernements du Canada et du Québec en matière de protection du béluga⁴⁶. Au niveau provincial, le ministère des Forêts, de la Faune et des Parcs (ci-après « MFFP ») a conclu en 2018 une entente avec l'Université du Québec en Outaouais pour réaliser un programme scientifique de cinq ans visant spécifiquement à identifier des solutions pour réduire l'exposition des bélugas au bruit sous-marin. Bien que ce programme ait donné des résultats préliminaires en 2019, il est toujours en cours.⁴⁷ En somme, la population de béluga de l'ESL est étroitement suivie par les programmes de recherche gouvernementaux et a fait l'objet d'avancées scientifiques continuelles dans les dernières années.

⁴⁴ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 26.

⁴⁵ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 67.

⁴⁶ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 20.

⁴⁷ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 35.

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C. La demanderesse planifie construire et opérer un complexe de liquéfaction de gaz naturel à Saguenay et un gazoduc

1. Les initiateurs des projets

62. L'initiateur⁴⁸ du projet Énergie Saguenay est GNL Québec Inc., (« GNL Québec »), une compagnie incorporée au Québec le 24 avril 2014 et ayant son siège social à Montréal.

63. L'initiateur du projet Gazoduq est Gazoduq Inc., une compagnie incorporée au Québec le 26 juin 2018 et ayant son siège social à la même adresse que GNL Québec.

64. GNL Québec et Gazoduq Inc. sont détenues et contrôlées par Symbio, une société en commandite constituée le 10 octobre 2014, elle-même détenue et contrôlée par la demanderesse.

2. Les projets Énergie Saguenay et Gazoduq

65. Le projet Énergie Saguenay prévoyait la construction et l'exploitation, pour une durée de 25 à 50 ans, d'un complexe de liquéfaction de gaz naturel et d'un terminal maritime près du Port de Saguenay au Québec. Le complexe aurait été composé, notamment, de deux unités de liquéfaction, de trois réservoirs d'une capacité individuelle d'environ 200,000 mètres cubes et d'un terminal portuaire servant à l'embarquement du gaz liquéfié sur des navires.⁴⁹ Ce complexe aurait été capable de liquéfier environ 44 millions de mètres cubes de gaz naturel par jour et il aurait eu une capacité de production de 10,5 millions de tonnes par an de gaz naturel liquéfié.⁵⁰ Les infrastructures maritimes auraient inclus un quai permettant le chargement de navires-citernes de 100 000 tonnes.⁵¹

66. Le complexe de liquéfaction devait être situé sur des terres non domaniales appartenant à l'Administration portuaire du Saguenay (ci-après « APS »).⁵² Il s'agit plus précisément de terres

⁴⁸ Les personnes qui proposent la réalisation d'un projet sont désignés comme étant les « promoteurs » d'un projet dans la nomenclature de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012) (ci-après, « LCÉE 2012 ») et comme étant les « initiateurs » d'un projet dans celle de la Loi sur la qualité de l'environnement (ci-après, « LQE »). À moins que le contexte n'indique autrement, nous employons le terme « initiateur » afin de référer indistinctement aux promoteurs et aux initiateurs d'un projet.

⁴⁹ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, pp. 13-18.

⁵⁰ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 11.

⁵¹ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 1.

⁵² CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 13.

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ayant appartenu à la Ville de Saguenay et que l'APS a acquise en 2015.⁵³ Une carte décrivant l'emplacement projeté du complexe est incluse en annexe I.

67. Après avoir été liquéfié, le gaz naturel aurait été embarqué à bord de navires-citernes (également appelés méthaniers) puis expédié vers l'étranger par voie maritime à raison de 140 à 165 navires par année. Les navires auraient navigué sur la rivière Saguenay et le fleuve Saint-Laurent avant de rejoindre l'océan Atlantique et les marchés étrangers.⁵⁴ Le trajet des navires-citernes aurait nécessairement traversé le parc marin du Saguenay-Saint-Laurent⁵⁵ et l'habitat essentiel du béluga de l'estuaire de l'ESL, une espèce désignée en voie de disparition depuis 2017 et protégée par la législation canadienne.⁵⁶

68. Le projet Gazoduq devait servir à approvisionner le complexe de liquéfaction en gaz naturel. D'une longueur de 780 km et environ 1 mètre de diamètre, il aurait raccordé le complexe de liquéfaction projeté près du port de Saguenay à un gazoduc existant situé dans le nord de l'Ontario. Il aurait ainsi acheminé du gaz naturel provenant de l'Ouest canadien et permis son exportation vers les marchés internationaux.⁵⁷ Le tracé proposé du gazoduc aurait passé par le nord du Québec et aurait traversé des forêts, de nombreux cours d'eau, des milieux humides composant le territoire traditionnel de jusqu'à 28 communautés autochtones.⁵⁸

⁵³ R-0026-FRA, Lettres Patentes de l'Administration Portuaire du Saguenay, Annexe C (le lot 4 012 404 regroupe les lots 17-1 et 18-1 qui ont été renommés lors d'une rénovation cadastrale); CER-1-FRA, Rapport d'experte de Me Duchaine, 21 novembre 2023 (« CER-1, Duchaine-FRA »), note de bas de page 164.

⁵⁴ Claimant's Memorial on Jurisdiction and the Merits, 21 November 2023 (« Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG » ), ¶¶ 24-27.

⁵⁵ Le parc marin du Saguenay-Saint-Laurent est une aire marine protégée depuis 1998. Elle bénéficie d'une protection en vertu à la fois d'une loi fédérale et d'une loi du Québec. RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 24 et ST-0002-FRA, Pêches et Océans Canada (MPO). 2012. Programme de rétablissement du béluga (Delphinapterus leucas), population de l'estuaire du Saint-Laurent au Canada, Série de Programmes de rétablissement de la Loi sur les espèces en péril, Pêches et Océans Canada, Ottawa, p. 33.

⁵⁶ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 24, figure 9 « Habitat essentiel du béluga ».

⁵⁷ TLV-0061-FRA, Gazoduq Inc., Description détaillée du projet (résumé), pp. 1-2, 4-5.

⁵⁸ RER-4, Expert Report-Dean O'Gorman-Gazoduq-Counter-Memorial on the Merits-ENG, 14 July 2024 (« RER-4, O'Gorman-ENG »), ¶ 6: « The route passed close by some municipalities but avoided most major urban population centers, passing through largely woodland and wetland areas. The proposed route crossed the traditional territory of up to 28 Indigenous communities.»

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D. Le cadre juridique applicable à l'évaluation environnementale des projets de complexe de liquéfaction de gaz naturel et de gazoduc

1. Le partage des compétences entre les gouvernements fédéral et provinciaux en matière de protection de l'environnement

69. Le Canada est un état fédéral composé de dix provinces et de trois territoires. Les compétences législatives sont partagées entre les parlements fédéral et provinciaux, incluant l'Assemblée nationale du Québec. Chaque ordre de gouvernement est souverain dans les champs de compétence que la constitution canadienne lui attribue. Ainsi, les gouvernements des provinces ont la compétence exclusive de légiférer, notamment, en matière de propriété et de droits civils et généralement quant à toutes les matières d'une nature purement locale ou privée dans une province. Le Parlement fédéral a notamment compétence exclusive pour légiférer en matière de navigation, de pêcheries et de droit criminel.⁵⁹

70. L'environnement n'est pas l'un des domaines de compétence que la constitution attribue expressément à l'un ou l'autre ordre de gouvernement. En 1867, l'année de la confédération, l'environnement n'avait pas la même signification ni la même importance qu'on lui accorde aujourd'hui. Les tribunaux judiciaires saisis de contestations de la constitutionnalité de mesures adoptées pour protéger l'environnement ont ainsi eu à clarifier la source constitutionnelle de ces mesures. L'arrêt de principe en la matière est celui rendu par la Cour suprême dans l'affaire Friends of the Oldman River Society c. Canada (Ministre des transports) où la Cour énonçait :

Je suis d'accord que la Loi constitutionnelle de 1867 n'a pas conféré le domaine de l'''environnement" comme tel aux provinces ou au Parlement. L'environnement, dans son sens générique, englobe l'environnement physique, économique et social touchant plusieurs domaines de compétence attribués aux deux paliers de gouvernement. [...]

Il faut reconnaître que l'environnement n'est pas un domaine distinct de compétence législative en vertu de la Loi constitutionnelle de 1867 et que c'est, au sens constitutionnel, une matière obscure qui ne peut être facilement classée dans le partage actuel des compétences, sans un grand chevauchement et une grande incertitude. On a élaboré diverses méthodes analytiques pour régler ce problème; toutefois, il n'en existe pas une seule qui conviendra dans tous les cas. [...]

⁵⁹ RL-0060-FRA, Henri Brun et al., Droit constitutionnel (6ième ed., 2014), p. 417.

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À mon avis, on peut plus facilement trouver la solution applicable à l'espèce en examinant tout d'abord l'énumération des pouvoirs dans la Loi constitutionnelle de 1867 et en analysant comment ils peuvent être utilisés pour répondre aux problèmes environnementaux ou pour les éviter. On pourra alors se rendre compte que, dans l'exercice de leurs pouvoirs respectifs, les deux paliers de gouvernement peuvent toucher l'environnement, tant par leur action que par leur inaction.⁶⁰

71. La Cour suprême enseigne ainsi que la compétence législative en ce qui a trait à l'environnement est partagée⁶¹ et doit pouvoir se rattacher à une des matières attribuées à l'un ou l'autre ordre de gouvernement par la constitution. Le parlement fédéral peut donc valablement adopter une loi sur l'évaluation d'impact environnemental qui vise les aspects fédéraux de projets, tels, par exemple, la navigation ou les pêcheries. Les législatures des provinces, quant à elles, peuvent également adopter des lois sur l'évaluation d'impacts environnementaux pourvu qu'elles visent les aspects de projets relevant de leur juridiction, tels par exemple, la propriété et les droits civils ou les travaux et les entreprises de nature locale⁶² ainsi que la conservation de la faune et des habitats.⁶³

72. Lorsqu'un même projet peut être relié à des matières de compétence à la fois fédérale et provinciale, comme les projets Énergie Saguenay et Gazoduq, il est par ailleurs clair en droit canadien que les deux ordres de gouvernement possèdent toute la compétence constitutionnelle voulue pour effectuer des évaluations environnementales de ce projet⁶⁴. Il est également clair que la constitution canadienne ne restreint pas les effets environnementaux que chaque ordre de gouvernement peut valablement étudier lorsqu'ils effectuent une évaluation environnementale d'un tel projet, comme le rappelle la Cour suprême du Canada dans un arrêt récent.⁶⁵

⁶⁰ CD-0042-FRA, Friends of the Oldman River Society c. Canada (Ministre des Transports), [1992] 1 R.C.S. 3 pp. 63-63. Voir aussi, MY-0004-FRA-FRA, Renvoi relatif à la Loi sur l'évaluation d'impact, 2023 CSC 23, ¶¶ 114-116.

⁶¹ RER-2, Expert Report-Me. Michel Yergeau-Provincial Environment Law-Counter-Memorial on the Merits-FRA, 12 July 2024 («RER-2, Yergeau-FRA »), ¶ 330: « Il s'agit donc d'un domaine de compétence partagé où tant le Parlement que les législatures doivent adopter des lois pour traiter des multiples facettes de la protection de l'environnement, y compris les processus d'évaluation environnementale »

⁶² MY-004-FRA, Renvoi relatif à la Loi sur l'évaluation d'impact, 2023 CSC 23 ¶¶ 131, 302.

⁶³ RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 69-70.

⁶⁴ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 331 : « Un projet qui est relié a priori à une matière de compétence fédérale ne met pas en échec un processus provincial d'évaluation environnementale et vice versa ».

⁶⁵ MY-0004-FRA, Renvoi relatif à la Loi sur l'évaluation d'impact, 2023 CSC 23 ¶ 161 : « Indépendamment de la question de savoir si un projet relève principalement de la compétence fédérale ou provinciale, l'ordre de gouvernement qui effectue l'évaluation d'impact jouit d'une grande latitude pour évaluer les effets escomptés du

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73. Comme expliqué dans les prochains paragraphes, les évaluations environnementales fédérales et québécoises sont des processus très encadrés. Cet encadrement vise à faire en sorte que tous les acteurs qui participent à une évaluation, c'est-à-dire l'initiateur, les experts, les organismes gouvernementaux impliqués et le public, incluant les Premières Nations, aient l'occasion de transmettre aux décideurs toute l'information pertinente afin que leurs décisions soient les plus éclairées possibles, et ce, en temps opportun.

2. Le cadre juridique québécois

74. Les paragraphes qui suivent décrivent les principales étapes de la procédure d'évaluation environnementale applicable aux projets situés dans le Québec méridional – là où sont représentés la majorité des projets – telle que celle-ci s'appliquait aux projets Énergie Saguenay et Gazoduq. D'autres procédures s'appliquent aux projets situés dans le nord et le nord-est du Québec ainsi que dans la région de la Baie James. Les projets Énergie Saguenay et Gazoduq étaient tous deux situés dans le territoire du Québec méridional.

75. Le Règlement sur l'évaluation et l'examen des impacts sur l'environnement (ci-après, le « le REEIE »)⁶⁶ prévoit que certains projets, en raison de leur importance et de leurs effets sur l'environnement, sont automatiquement assujettis à la procédure d'évaluation et d'examen des impacts sur l'environnement (ci-après, la « PÉEIE ») prévue à la section IV.1 de la Loi sur la qualité de l'environnement (ci-après, la « LQE ») et doivent être autorisés par le gouvernement.⁶⁷ C'est le cas, notamment, de la construction d'une installation de liquéfaction de gaz naturel ou la construction d'un gazoduc de plus de 2 km.⁶⁸

76. La LQE prévoit des sanctions pénales pour toute personne qui omettrait d'obtenir l'autorisation requise avant de commencer la réalisation d'un projet assujetti à la PÉEIE,

projet. Cet ordre de gouvernement n'est pas tenu d'étudier uniquement les effets qui relèvent de sa compétence législative ou de recueillir des données uniquement sur ces effets »; RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 331.

⁶⁶ CD-0013-FRA, Règlement sur l'évaluation et l'examen des impacts sur l'environnement, RLRQ, c. Q-2, r. 23. Ce règlement a été remplacé le 22 mars 2018 par un nouveau règlement: CD-0014-FRA, Règlement relatif à l'évaluation et l'examen des impacts sur l'environnement de certains projets, RLRQ c Q-2, r 23.1.

⁶⁷ CD-0013-FRA, Règlement sur l'évaluation et l'examen des impacts sur l'environnement, RLRQ, c. Q-2, r. 23, Article 2; CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, c. Q-2.

⁶⁸ CD-0013-FRA, Règlement sur l'évaluation et l'examen des impacts sur l'environnement, RLRQ, c. Q-2, r. 23, Article 2 j), j.1).

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démontrant ainsi l'importance que le législateur accorde au processus d'évaluation environnementale.⁶⁹

77. Une personne qui a l'intention d'entreprendre un projet assujetti à la PÉEIE doit initier l'évaluation environnementale en transmettant un avis de projet au ministre de l'Environnement.⁷⁰

78. Après avoir reçu l'avis de projet, le ministre de l'Environnement doit communiquer à l'initiateur une Directive qui indique « la nature, la portée et l'étendue de l'étude d'impact sur l'environnement que celui-ci doit préparer ».⁷¹ L'initiateur, souvent avec l'aide de consultants, prépare ensuite une étude d'impact qui tient compte du contenu de la Directive et la transmet au ministre de l'Environnement.⁷² L'étude d'impact est un document crucial dans le régime prévu à la PÉEIE, car il sert de fondement aux étapes suivantes du processus, dont notamment les consultations publiques et l'analyse environnementale du ministre de l'Environnement. Bien qu'il s'agisse de documents importants, ni la Directive ni l'étude d'impact ne constituent un carcan rigide qui limiterait les impacts environnementaux d'un projet que le ministre de l'Environnement ou le gouvernement peuvent évaluer dans le cadre de la PÉEIE. Comme le souligne Me Yergeau, l'expert du Canada : « attendre que la directive d'étude d'impact couvre d'entrée de jeu l'éventail des [possibilités] est illusoire puisque le processus est essentiellement exploratoire. Il ne s'agit pas de l'ersatz d'un procès d'instance, mais d'une démarche visant à éclairer le ministre dans sa recommandation et le conseil exécutif dans sa décision. »⁷³ L'article 31.4 de la LQE prévoit d'ailleurs expressément que le ministre de l'Environnement « peut, à tout moment, demander à l'initiateur du projet de fournir des renseignements, d'approfondir certaines questions ou

⁶⁹ CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, c. Q-2LQE, Article 115.31: « Commet une infraction et est passible, dans le cas d'une personne physique, d'une amende de 5 000 $ à 500 000 $ ou, malgré l'article 231 du Code de procédure pénale (chapitre C-25.1), d'une peine d'emprisonnement maximale de 18 mois, ou des deux à la fois et, dans les autres cas, d'une amende de 15 000 $ à 3 000 000 $, quiconque: [...] contrevient à l'article 31.1 ».

⁷⁰ RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 81, 394; CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, Article 31.2 (version en vigueur en novembre 2015).

⁷¹ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 82; CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, Article 31.2 (version en vigueur en novembre 2015).

⁷² RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 82; CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, Article 31.3 (version en vigueur en novembre 2015).

⁷³ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 126.

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d'entreprendre certaines recherches qu'il estime nécessaires afin d'évaluer complètement les conséquences sur l'environnement du projet proposé. » [nous soulignons].⁷⁴

79. Lorsqu'il reçoit l'étude d'impact de l'initiateur, le ministre de l'Environnement doit alors déterminer si celle-ci est recevable, c'est-à-dire si celle-ci répond de façon satisfaisante à la Directive. Afin d'apprécier la recevabilité d'une étude d'impact, le ministre de l'Environnement consulte d'autres ministères et organismes du gouvernement interpellés par le projet. Il peut également poser des questions supplémentaires à l'initiateur ou lui demander de compléter son étude.⁷⁵ La recevabilité de l'étude d'impact signifie que l'analyse du projet peut passer à la prochaine étape de la PÉEIE, à savoir, dans le cas de projets qui soulèvent des enjeux importants, la tenue d'audiences publiques. La recevabilité d'une étude d'impact ne signifie pas qu'elle est « jugée satisfaisante, complète ou adéquate pour permettre au conseil exécutif de décider du projet ».⁷⁶ Elle n'assure en rien l'acceptabilité environnementale du projet.

80. Lorsqu'une étude d'impact est jugée recevable et que le ministre de l'Environnement estime que « de par la nature des enjeux que soulève un projet, la tenue d'une audience publique apparaît inévitable » il peut mandater le Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (ci-après, le « BAPE »)⁷⁷ de tenir une telle audience.⁷⁸

81. Dans ce cas, le BAPE forme une commission composée de ses membres qui doit enquêter sur la question que lui soumet le ministre de l'Environnement et faire rapport à ce dernier de ses constatations ainsi que de l'analyse qu'il en a faite.⁷⁹ Les membres de la commission sont notamment tenus à un devoir d'indépendance, de confidentialité et d'impartialité.⁸⁰

⁷⁴ CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, Article 31.4.

⁷⁵ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 83 : « D'autres directions du ministère de l'Environnement et les divers ministères du gouvernement intéressés par le projet y sont conviés. »

⁷⁶ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 84.

⁷⁷ Le BAPE est un organisme public impartial relevant du ministre de l'Environnement. Son rôle est de nature consultative. Il a pour mission « d'éclairer la prise de décision gouvernementale en transmettant au Ministre des constats et des avis qui prennent en compte les préoccupations de la population ». RWS-2, Witness Statement-René Beaudet-Counter-Memorial on the Merits-FRA, 12 July 2024 (« RWS-2, Beaudet-FRA »), ¶ 8.

⁷⁸ CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, Article 31.3.5.

⁷⁹ CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, Article 6.3.

⁸⁰ RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 17.

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82. Le BAPE convoque l'initiateur à une audience publique qui doit être accessible à la population. Il peut convoquer également, en tout temps, « toute personne dont la commission considère le témoignage pertinent » et il peut interpeller des ministères et organismes publics « pour fournir des informations sur le projet à l'étude. ».⁸¹ Il arrive parfois que certains ministères ou organismes publics délèguent une personne externe aux audiences publiques du BAPE.⁸²

83. Au terme de son mandat, le BAPE doit transmettre au ministre un rapport d'enquête et d'audience publique contenant les constatations et avis de la commission.⁸³

84. Parallèlement aux travaux du BAPE, le ministère de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques (ci-après, le « MELCC »), ainsi que les autres ministères et organismes gouvernementaux concernés, continuent d'analyser le projet après la réception de l'étude d'impact afin d'évaluer ses effets environnementaux, sa pertinence et pour déterminer les conditions d'autorisation, le cas échéant.⁸⁴ Pour appuyer ce travail d'analyse, le ministre de l'Environnement peut exercer le pouvoir que lui accorde la LQE de demander à l'initiateur qu'il fournisse des renseignements additionnels, approfondisse certaines questions ou qu'il entreprenne de nouvelles recherches.⁸⁵ Lorsque son analyse est terminée, le MELCC communique au ministre de l'Environnement un rapport d'analyse environnementale qui « permet d'intégrer et de mettre en perspective tous les aspects du dossier, y compris ceux relevés dans le rapport du BAPE. »⁸⁶

85. Le ministre de l'Environnement doit ensuite transmettre une recommandation au gouvernement quant au sort du projet. Ce faisant, il n'est pas lié par le rapport d'évaluation environnementale du MELCC, ni par le rapport du BAPE.⁸⁷ Le Conseil exécutif doit finalement décider s'il autorise ou non le projet. S'il l'autorise, il peut l'assujettir « aux conditions, restrictions

⁸¹ RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 22.

⁸² RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 22.

⁸³ RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 91-92; RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 27.

⁸⁴ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 94.

⁸⁵ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 95.

⁸⁶ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 96.

⁸⁷ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 97; CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, Article 31.5; RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 30 : « Je rappelle que le rapport vise à éclairer la décision du gouvernement et qu'à ce titre, les conclusions qu'il contient ne lient ni le Ministre, ni le gouvernement ».

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ou interdictions qu'il détermine » afin de le rendre acceptable.⁸⁸ Les tribunaux judiciaires au Québec ont maintes fois affirmé que cette prise de décision découle de l'exercice d'un vaste pouvoir discrétionnaire.⁸⁹ Dans un arrêt relativement récent, la Cour d'appel du Québec a statué que « ... la décision exige de tenir compte des considérations économiques, sociales et politiques [...] Le décideur possède une large discrétion dans la pondération de ces principes, lesquels ne sont pas exhaustifs. ».⁹⁰ La demanderesse était bien au courant que le Conseil exécutif n'est pas lié par la recommandation du MELCC et peut prendre en considération des facteurs externes au rapport d'analyse.⁹¹

86. Le diagramme en annexe II illustre les étapes de la PÉEIE.

3. Le cadre juridique fédéral

87. Tout comme l'évaluation environnementale au Québec, l'évaluation environnementale fédérale est un processus encadré par la loi et des règlements. Elle est utilisée pour identifier et obtenir des informations sur les effets anticipés d'un projet sur l'environnement avant qu'une décision ne soit prise quant à sa réalisation. Ce processus est aussi un outil de consultation du public, incluant les Premières Nations, et de toute autre personne ou organisme qui pourrait détenir des informations pertinentes pour l'évaluation du projet, tels d'autres ministères ou organismes fédéraux, et les gouvernements des provinces et territoires. Par la collecte et l'analyse de toute l'information pertinente, l'évaluation environnementale contribue à la prise de décision éclairée du ministre de l'Environnement et du Changement climatique du Canada (ci-après, le « ministre de l'Environnement fédéral ») et, s'il y a lieu, du gouverneur général en conseil.⁹²

⁸⁸ CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, Article 31.5; RWS-5, Witness Statement-Michel Duquette-Counter-Memorial on the Merits-FRA, 12 July 2024 (« RWS-5, Duquette-FRA »), ¶¶ 31-33.

⁸⁹ RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 112-113.

⁹⁰ CD-0053-FRA, Ressources Strateco inc. c. Procureur général du Québec, 2020 QCCA 18; RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 128.

⁹¹ C-0378-ENG, Energie Saguenay, « LNG Project Overview of Environmental Permitting and other Key Quebec Government Approvals », 26 September 2017, p. 2: « During the final decision made by the Government Cabinet, it is common that the Government will base its decision on the recommendation of the MDELCC as well as certain external factors. »

⁹² RWS-1, Witness Statement-Geneviève Bélanger-Counter-Memorial on the Merits-FRA, 11 juillet 2024 (« RWS-1, Bélanger-FRA »), ¶¶ 16-17. Le gouverneur général en conseil est la plus haute instance décisionnelle du pouvoir exécutif du gouvernement fédéral. Il est composé du premier ministre et des ministres du gouvernement.

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88. La loi applicable à l'évaluation du projet Énergie Saguenay était la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012) (ci-après, la « LCÉE 2012 »).⁹³ Cette loi a été remplacée en 2019 par la Loi sur l'évaluation d'impact (ci-après, la « LEI »)⁹⁴ qui est la loi qui régissait l'évaluation environnementale du projet Gazoduq, l'évaluation environnementale de ce projet ayant débuté après l'entrée en vigueur de cette nouvelle loi.⁹⁵ Les paragraphes qui suivent décrivent les principales étapes communes aux deux régimes.

89. Une personne qui désire réaliser un projet comportant une activité prescrite par règlement, telle la construction d'un aéroport, d'une mine ou d'un complexe GNL, doit transmettre à l'Agence canadienne d'évaluation environnementale (maintenant l'Agence d'évaluation d'impact du Canada) (ci-après, « l'Agence ») une description du projet. La loi interdit au promoteur de réaliser le projet avant qu'il y soit autorisé ou que l'Agence détermine qu'aucune évaluation environnementale n'est requise. Cette interdiction vaut aussi pour les autorités fédérales qui ne peuvent prendre une décision qui permettrait la réalisation du projet.⁹⁶

90. Lorsqu'elle reçoit la description d'un projet, l'Agence doit déterminer si une évaluation environnementale est requise. Pour ce faire, elle évalue la possibilité que le projet entraîne des effets environnementaux négatifs importants sur plusieurs composantes de l'environnement tels les mammifères marins et la qualité de l'eau. L'Agence évalue également les effets transfrontaliers du projet, ce qui inclut les émissions de GES.⁹⁷

91. Si elle détermine qu'une évaluation environnementale est requise, l'Agence en avise le public et demande au promoteur de préparer une étude d'impact environnemental en suivant des lignes directrices qu'elle lui transmet.⁹⁸ Elle est aussi tenue de notifier le ministère compétent si elle est d'avis qu'un projet est susceptible de toucher une espèce en péril ou son habitat essentiel.

⁹³ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), L.C. 2012, c. 19

⁹⁴ GB-0004-FRA, Loi d'évaluation d'impact, L.C. 2019, ch. 28

⁹⁵ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 156.

⁹⁶ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), Articles 6 et 7; GB-0004-FRA, Loi d'évaluation d'impact, L.C. 2019, ch. 28, Articles 7 et 8.

⁹⁷ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 19.

⁹⁸ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 20.

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En ce qui a trait à la protection du béluga et de son habitat essentiel, le ministère compétent est le MPO.⁹⁹

92. Tout comme la Directive préparée par le MELCC dans le cadre de la PÉEIE, les lignes directrices de l'Agence ne sont pas l'alpha et l'oméga des impacts environnementaux qui peuvent légitimement faire l'objet d'une évaluation environnementale fédérale. Comme explique Madame Powell, l'experte du Canada : « CEAA 2012 does not prohibit the Agency from amending the list of factors to be considered as an EA progresses and information about a designated project changes and becomes more certain. It is reasonable for the scope of the EA to evolve with a project as it progresses through the EA process. »¹⁰⁰ Les promoteurs doivent donc s'attendre à ce que les enjeux à évaluer puissent évoluer au fur et à mesure que les impacts environnementaux d'un projet se clarifient ou que les connaissances scientifiques se précisent.

93. L'étude d'impact environnemental est une étude d'envergure qui doit minimalement étudier les éléments identifiés dans les lignes directrices. Il s'agit d'un document qui comporte habituellement des milliers de pages et est souvent préparé à l'aide de consultants spécialisés.¹⁰¹

94. Lorsque le promoteur lui transmet l'étude d'impact, l'Agence doit d'abord déterminer si celle-ci est complète, c'est-à-dire si celle-ci concorde avec les lignes directrices. Comme le précise Madame Geneviève Bélanger dans sa déclaration, le fait qu'une étude soit jugée complète « ne préjuge aucunement de l'existence ou de l'inexistence d'effets environnementaux négatifs importants ».¹⁰²

95. Si elle juge l'étude complète, l'Agence organise une consultation publique pour solliciter les commentaires du public, dont les Premières Nations, sur les effets environnementaux potentiels du projet et sur les mesures d'atténuation potentielles.

⁹⁹ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 8, 21-27; CD-0006-FRA, Loi sur les espèces en péril, L.C. 2002, c. 29, Article 79.

¹⁰⁰ RER-3, Expert Report-Sarah Powell-Federal Environment Law-Counter-Memorial on the Merits-ENG, 12 July 2024 (« RER-3, Powell-ENG »), ¶ 58.

¹⁰¹ RER-4, O'Gorman-ENG, ¶ 105; RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 61.

¹⁰² RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 62, 70.

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VERSION PUBLIQUE

96. Parallèlement aux consultations publiques, l'Agence analyse l'étude d'impact environnemental et rédige un rapport qui tient notamment compte des commentaires du public, afin de déterminer si le projet est susceptible d'entraîner des effets environnementaux négatifs importants sur des composantes valorisées de l'environnement tels les animaux marins et leurs habitats, la qualité de l'eau ou la qualité de l'air.¹⁰³ Ce rapport n'est pas décisionnel. Il a pour objectif d'éclairer la prise de décision du ministre de l'Environnement fédéral qui doit décider si, compte tenu des mesures d'atténuation qu'il estime indiquées, le projet est susceptible d'entraîner des effets environnementaux négatifs importants.¹⁰⁴ Dans un tel cas, le ministre doit soumettre le projet pour examen par le gouverneur en conseil qui doit alors décider si les effets environnementaux négatifs importants sont justifiables dans les circonstances.¹⁰⁵

97. Tout comme le Conseil des ministres du gouvernement du Québec à la suite de l'évaluation d'un projet dans le cadre de la PÉEIE, le gouverneur en conseil jouit d'une grande marge de manœuvre lorsqu'il doit déterminer si un projet est justifiable nonobstant le fait qu'il soit susceptible d'entraîner des effets environnementaux importants. En effet, les tribunaux judiciaires canadiens ont statué que les décisions du gouverneur en conseil à la suite d'une évaluation environnementale sont « highly discretionary, policy-based and fact driven process and are consequently "polycentric” ». Conséquemment, les tribunaux judiciaires font preuve d'une très grande retenue lorsqu'ils ont à trancher une demande de contrôle judiciaire de ces décisions.¹⁰⁶

98. Tout au long de l'évaluation environnementale d'un projet dont elle a la responsabilité, l'Agence sollicite l'avis et les recommandations d'autres ministères et organismes fédéraux qui possèdent une expertise ou des connaissances pertinentes relativement à un projet. L'Agence et ces autres ministères et organismes constituent un comité informel connu sous le nom de « comité fédéral ». Cette collaboration, qui prend la forme d'échanges d'informations et de commentaires, imprègne l'ensemble de l'évaluation environnementale et particulièrement les étapes de l'analyse de la description de projet, l'élaboration des lignes directrices et l'analyse de l'étude d'impact

¹⁰³ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 27, 71. ↩

¹⁰⁴ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), Article 27. ↩

¹⁰⁵ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 28; CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), Article 52(2). ↩

¹⁰⁶ RER-3, Powell-ENG, ¶¶ 172, 153. ↩

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VERSION PUBLIQUE

environnemental du promoteur. À n'importe quel moment du processus d'évaluation environnementale, l'Agence peut demander au promoteur de fournir des renseignements additionnels permettant l'analyse de son projet.¹⁰⁷

99. Le diagramme en annexe III illustre le processus d'évaluation environnementale en vigueur sous la LCÉE 2012 et qui a été appliqué à l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay.

4. La collaboration Canada-Québec en matière d'évaluations environnementales

100. Lorsqu'un projet doit être soumis à la fois à une évaluation environnementale fédérale et à une évaluation environnementale québécoise, les deux gouvernements peuvent décider de coordonner leurs procédures d'évaluation environnementale. Dans ce cas, les modalités de la collaboration sont celles prévues à l'Entente de collaboration Canada-Québec (ci-après, l'« Entente »).¹⁰⁸ Cette entente, signée en 2004 et renouvelée en 2010, prévoit que les deux gouvernements peuvent, notamment, échanger de l'information sur les projets, collaborer lors de leur évaluation environnementale respective et s'informer de leur décision à cet égard. Ils peuvent aussi décider de procéder à une évaluation environnementale coopérative d'un même projet. Dans un tel cas, l'évaluation environnementale coopérative vise à faire en sorte que certaines étapes de l'évaluation environnementale puissent servir à satisfaire les exigences de deux régimes. L'Entente prévoit par exemple la possibilité d'émettre des lignes directrices conjointes qui permettraient d'obtenir l'information nécessaire pour satisfaire les exigences des deux régimes d'évaluation environnementale. L'Entente prévoit également que le Québec et le Canada pourront établir des commissions d'examen conjoint chargées de mener des audiences publiques. Il ressort toutefois clairement des dispositions de l'Entente, qu'elle « ne vise pas à établir de nouveaux pouvoirs ou attributions, ni à modifier les pouvoirs et attributions prévus »¹⁰⁹ et que chaque gouvernement conserve ses pouvoirs de décider de l'acceptabilité d'un projet.¹¹⁰

¹⁰⁷ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), article 23. ↩

¹⁰⁸ CER-1, Duchaine-FRA, Annexe 7. ↩

¹⁰⁹ CER-1, Duchaine-FRA, Annexe 7, Article 1(2)c). ↩

¹¹⁰ CER-1, Duchaine-FRA, Annexe 7, Article 15. ↩

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VERSION PUBLIQUE

101. Ainsi, l'évaluation environnementale coopérative n'a pas pour fonction d'unifier complètement les évaluations environnementales fédérales et québécoises. Comme le fait remarquer l'expert du Canada, Me Yergeau : « [l]es deux processus d'évaluation environnementale demeurent parallèles. Au mieux, l'Entente permet-elle de rapprocher ces parallèles sans permettre pour autant la substitution d'un processus par un autre. »¹¹¹

102. Il importe enfin de souligner que l'Entente ne peut imposer aux gouvernements de collaborer ou d'effectuer une évaluation environnementale coopérative car elle n'a pas force obligatoire.¹¹² D'ailleurs, aucun projet n'a encore fait l'objet d'une évaluation environnementale intégrée entre le gouvernement fédéral et celui du Québec, et seules quelques évaluations ont donné lieu à des audiences publiques conjointes.¹¹³

Ε. Le gouvernement du Québec refuse de participer au financement des projets Énergie Saguenay et Gazoduq

103. Les représentants de la demanderesse ont tenté, avec « insistance »,¹¹⁴ d'obtenir un financement de la part du gouvernement du Québec lors de la troisième et de la quatrième ronde de financement de leurs projets. Monsieur Koskinen explique que Monsieur Illich lui a indiqué que la participation financière du gouvernement du Québec aux projets était « d'une importance capitale »¹¹⁵ car elle enverrait un signal aux investisseurs privés potentiels que le gouvernement appuyait les projets. C'est dans ce contexte que le gouvernement du Québec, voulant faire preuve « d'ouverture d'esprit envers le projet malgré les difficultés rencontrées »¹¹⁶, a entrepris certaines démarches exploratoires afin de déterminer s'il y avait lieu d'effectuer une contribution financière

¹¹¹ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 377. ↩

¹¹² CER-1, Duchaine-FRA, Annexe 7, Article 1(2)c). ↩

¹¹³ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 355. Voir aussi RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 13 : « Il est par ailleurs important de mentionner qu'il n'y a pas eu d'étude conjointe complétée entre le fédéral et le Québec depuis la modification de la LCÉE en 2012. » ↩

¹¹⁴ RWS-10, Witness Statement-Simon Sanschagrin-Counter-Memorial on the Merits-FRA, 12 July 2024 (« RWS-10, Sanschagrin-FRA »), ¶ 40; RWS-8, Witness Statement-Martin Koskinen-Counter-Memorial on the Merits-FRA, 12 July 2024 (« RWS-8, Koskinen-FRA »), ¶ 30 : « J'ai constaté que plus le temps avançait, plus il devenait difficile pour les promoteurs de recueillir le financement nécessaire chez les investisseurs privés, plus ceux-ci insistaient pour obtenir un financement du gouvernement du Québec. J'ai d'ailleurs constaté au cours de mes échanges avec M. Illich que celui-ci faisait généralement preuve de beaucoup d'insistance pour obtenir du financement du gouvernement du Québec. » ↩

¹¹⁵ RWS-8, Koskinen-FRA, ¶ 27. ↩

¹¹⁶ RWS-8, Koskinen-FRA, ¶ 31. ↩

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relativement modeste au projet.¹¹⁷ Il était alors clair que le gouvernement du Québec ne pouvait être l'unique source de financement, ni même la principale.¹¹⁸

104. C'est Investissement Québec (ci-après « IQ »), un mandataire de l'État québécois qui a pour mission « de participer au développement économique du Québec conformément aux grandes orientations du gouvernement en cette matière », qui a été chargée d'effectuer ces démarches exploratoires.¹¹⁹ IQ a ainsi mené un exercice de revue diligente lors des rondes de financement 3 et 4 et, pour ce faire, [Redacted]

[Redacted]

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106. [Redacted]

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¹¹⁷ RWS-8, Koskinen-FRA, ¶ 32. ↩

¹¹⁸ RWS-8, Koskinen-FRA, ¶ 31: [Redacted] ↩

¹¹⁹ RWS-10, Sanschagrin-FRA, ¶ 10. ↩

¹²⁰ [Redacted] ↩

¹²¹ RWS-10, Sanschagrin-FRA, ¶¶ 44-47, 52. ↩

¹²² RWS-10, Sanschagrin-FRA, ¶ 53; SS-0004-FRA, [Redacted] ↩

¹²³ RWS-10, Sanschagrin-FRA, ¶ 31. ↩

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[Redacted]

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[Redacted]

107. Compte tenu des risques associés aux projets qui remettaient en question sa viabilité économique, et notamment de l'absence d'un partenaire stratégique d'envergure, le gouvernement du Québec n'a jamais participé au financement des projets Énergie Saguenay et Gazoduq. Comme l'explique Monsieur Koskinen :

En définitive, les conditions nécessaires à ce qu'une autorisation gouvernementale soit donnée pour l'attribution d'un financement public ne se sont pas matérialisées. Non seulement la quatrième ronde de financement n'a-t-elle pas permis de récolter les investissements privés à la hauteur de ce qui aurait été requis pour que le gouvernement accorde un financement public, mais, comme je l'indique ci-après, les avantages environnementaux envisagés par les promoteurs, et sur lesquels reposaient une éventuelle autorisation environnementale du gouvernement, ne se sont pas matérialisés¹²⁶

F. Les évaluations environnementales mènent aux refus du Canada et du Québec

1. GNL Québec avait connaissance des enjeux environnementaux avant même le début des évaluations environnementales

108. Les représentants de GNL Québec ont participé à une rencontre de haut niveau le 20 mai 2015 avec le premier ministre du Québec, Monsieur Philippe Couillard,¹²⁷ ainsi que le ministre de l'Énergie et des Ressources naturelles, Monsieur Pierre Arcand.¹²⁸ D'après les notes prises par les représentants de la demanderesse à la suite de la rencontre, le premier ministre aurait souligné que les bélugas seraient un enjeu dont GNL Québec se devait de tenir compte. Il aurait également souligné que l'acceptabilité sociale du projet serait un enjeu clé. Le premier ministre aurait

¹²⁴ [Redacted] ↩

¹²⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 209-210. ↩

¹²⁶ RWS-8, Koskinen-FRA, ¶ 35. ↩

¹²⁷ Monsieur Philippe Couillard a été premier ministre du Québec du 23 avril 2014 au 16 octobre 2018. ↩

¹²⁸ Monsieur Pierre Arcand a occupé ce poste du 23 avril 2014 au 11 octobre 2017. ↩

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également demandé au promoteur de clarifier les différences entre le projet Énergie Saguenay et le projet Énergie-Est de la compagnie TransCanada.¹²⁹

109. L'intérêt du premier ministre à vouloir distinguer le projet Énergie Saguenay du projet Énergie-Est se comprend aisément. Ce projet, proposé par la compagnie TransCanada en 2013, envisageait la construction d'un oléoduc d'environ 1 500 kilomètres afin de transporter du pétrole brut depuis des points de réception en Alberta et en Saskatchewan jusqu'à des points de livraison au Québec et au Nouveau-Brunswick, ainsi qu'à des terminaux maritimes, l'un au Québec et l'autre au Nouveau-Brunswick.¹³⁰ Le terminal maritime projeté au Québec aurait été construit à Cacouna, qui est une municipalité située sur la rive sud du Saint-Laurent, environ à la même hauteur que l'embouchure du Saguenay et la baie Sainte-Catherine sur la rive nord. Ce projet de terminal maritime, dans une région que certains qualifient de « pouponnière des bélugas », avait suscité de vives réactions au sein de la population, notamment en raison de la présence de ces mammifères marins, et recevait à l'époque une couverture médiatique importante.¹³¹ Ce projet avait fait l'objet de contestations devant les tribunaux judiciaires¹³² jusqu'à ce que le promoteur décide finalement d'abandonner le projet de construire un terminal maritime au Québec en décembre 2015. Dans son communiqué de presse annonçant cette décision, TransCanada en expliquait les raisons comme suit: « This decision is the result of the recommended change in status of the Beluga whales to endangered and ongoing discussions we have had with communities and key stakeholders. »¹³³ En se renseignant sur les distinctions entre les deux projets, le premier ministre lançait un message clair à GNL Québec que le projet Énergie Saguenay se devait de tenir compte des enjeux qui avaient ultimement poussé TransCanada à modifier son projet.

¹²⁹ C-0379-ENG, Contemporaneous notes following meeting with Premier Couillard and Minister Arcand, 20-21 May 2015. ↩

¹³⁰ R-0027-FRA, Agence d'évaluation d'impact du Canada, Registre canadien d'évaluation d'impact, Projet Énergie Est; RER-4, O'Gorman-ENG, ¶¶ 80-93. ↩

¹³¹ R-0028-FRA, Radio Canada, « Énergie Est, un projet qui va bien au-delà de Cacouna et des bélugas », 30 octobre 2014; R-0029-FRA, La Presse, « Terminal pétrolier: travaux autorisés dans la «pouponnière» des bélugas », 22 août 2014; R-0030-FRA, Journal de Montreal, « Le dernier clou dans le cercueil des bélugas », 29 novembre 2014; VB-0024-ENG, CBC News, « TransCanada confirms Cacouna port dropped over beluga concerns », 2 April 2015. ↩

¹³² DO-0097-ENG, Centre québécois du droit de l'environnement c. Oléoduc Énergie Est ltée, 2014 QCCS 4398 (CanLII). ↩

¹³³ R-0031-ENG, TC Energy, « TransCanada Alters Québec Scope of Energy East Pipeline Project », 02 April 2015. ↩

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110. GNL Québec admet avoir été consciente des enjeux entourant la présence de bélugas dans la rivière Saguenay et le fleuve Saint-Laurent bien avant la réunion du 20 mai 2015.¹³⁴ Dans une étude en date du 1er août 2014 qu'elle avait commandée à la firme d'experts-conseils Stantec il est expressément mentionné que les bélugas sont présents le long du trajet que devront emprunter les méthaniers qui viendront s'approvisionner au complexe de liquéfaction de GNL Québec, surtout entre les mois d'avril et novembre.¹³⁵

2. L'évaluation environnementale québécoise du projet Énergie Saguenay

a) L'avis de projet de GNL Québec

111. GNL Québec a déposé un avis de projet au MELCC le 11 novembre 2015 décrivant le projet Énergie Saguenay. Bien que l'avis mentionnait la construction d'un nouveau gazoduc reliant l'est de l'Ontario au complexe de liquéfaction, ce gazoduc ne faisait pas partie du projet envisagé. GNL Québec a ainsi volontairement décidé de limiter l'évaluation environnementale à une partie seulement de son projet global et le MELCC n'a pas remis en cause ce choix.¹³⁶

112. L'avis de projet indiquait que les émissions de GES, ainsi que les impacts potentiels du transport maritime dans la faune aquatique du Parc marin du Saguenay-Saint-Laurent situé dans l'ESL, faisaient partie des principales préoccupations formulées par les parties prenantes qu'elle avait préalablement consultées.¹³⁷ Le promoteur proposait ainsi d'évaluer les effets cumulatifs du transport maritime dans une zone d'étude élargie comprenant la rivière Saguenay de Saint-Fulgence jusqu'à Les Escoumins.¹³⁸ La description du projet indiquait aussi que le transport

¹³⁴ CWS-2, Witness Statement of Vivek Bidwai, 21 Novembre 2023 (« CWS-2, Bidwai-ENG »), ¶ 48 : « We knew from the outset that the St. Lawrence Estuary and the Saguenay Fjord have generally high sensitivity in environmental terms, due in particular to the presence of several special-status species and the richness of this habitat frequented by many marine mammals. » ↩

¹³⁵ VB-0029-ENG, Memorandum from Francis Wiese to Raymond Goulet, « Saguenay River Beluga Whale Considerations », 01 August 2014: « That said, beluga whales may occur in areas that will be transited by ships coming to the Freestone project site, especially between April and November. » ↩

¹³⁶ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 39. ↩

¹³⁷ CD-0097-FRA, Ministère du Développement durable, de l'Environnement, de la Lutte contre les changements climatiques, de la Faune et des Parcs, GNL Québec inc., Avis de projet Énergie Saguenay, novembre 2015 (Doc. No. PR1.1) p. 71. ↩

¹³⁸ CD-0097-FRA, Ministère du Développement durable, de l'Environnement, de la Lutte contre les changements climatiques, de la Faune et des Parcs, GNL Québec inc., Avis de projet Énergie Saguenay, novembre 2015 (Doc. No. PR1.1), p. 37. ↩

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maritime du GNL serait effectué par des compagnies spécialisées dans le domaine, à raison de 160 voyages par année (320 passages) ce qui représente 3 à 4 chargements de navires-citernes par semaine.¹³⁹

113. Le MELCC a déterminé que le projet Énergie Saguenay comportait plusieurs éléments qui faisaient en sorte de l'assujettir à la PÉEIE.¹⁴⁰

b) La directive du MELCC demande à l'initiateur de documenter les effets du projet sur les émissions de GES, les espèces menacées et le milieu humain

114. À peine un mois après la réception de l'avis de projet, le MELCC a transmis à GNL Québec la directive lui permettant de préparer une étude d'impact environnemental. Cette directive énumérait sommairement les impacts du projet et les éléments que l'initiateur devait étudier. Cette énumération est contenue à la « Liste 4 » de la directive. Sous la rubrique « milieu biophysique », cette liste énumère : « les effets du projet sur les grands enjeux de nature atmosphérique : gaz à effet de serre, changements climatiques, amincissement de la couche d'ozone, précipitations acides, smog et émissions de composés toxiques »¹⁴¹ [nous soulignons] ainsi que « les effets sur la végétation, la faune et ses habitats, les espèces menacées ou vulnérables ou susceptibles d'être ainsi désignées ou encore sur les espèces revêtant une importance spécifique sur le plan social, économique, culturel ou scientifique »¹⁴² [nous soulignons].

115. Sous la rubrique « milieu humain », la directive énumérait aussi « [l]es impacts sociaux de l'ensemble du projet, notamment les changements potentiels du profil démographique, du profil culturel et de la situation économique de la population concernée. [...] les impacts sur la cohésion sociale (tensions et conflits sociaux suscités par le projet ou, à l'inverse, renforcement des liens

¹³⁹ CD-0097-FRA, Ministère du Développement durable, de l'Environnement, de la Lutte contre les changements climatiques, de la Faune et des Parcs, GNL Québec inc., Avis de projet Énergie Saguenay, novembre 2015 (Doc. No. PR1.1), p. 18. ↩

¹⁴⁰ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 38. ↩

¹⁴¹ CER-1, Duchaine-FRA, Annexe 2, p. 19. ↩

¹⁴² CER-1, Duchaine-FRA, Annexe 2, p. 19; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 40. ↩

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sociaux par la mobilisation communautaire) et les conséquences psychosociales associées à ce type d'impacts ».¹⁴³

116. La directive indiquait donc à l'initiateur qu'il devait porter attention dans son étude aux impacts du projet sur les GES, l'acceptabilité sociale ainsi que sur les espèces menacées ou vulnérables. Rappelons, quant à ce dernier élément, qu'au moment de la communication de cette directive, le COSEPAC avait désigné le béluga de l'ESL comme étant une espèce en voie de disparition et qu'il était visé par un programme de rétablissement du MPO depuis 2012¹⁴⁴.

117. L'avant-propos de la directive indiquait à l'initiateur que « [l]e Ministère prévoit réviser périodiquement la directive afin d'en actualiser le contenu. »¹⁴⁵ GNL Québec devait donc s'attendre à ce que la directive, incluant les impacts environnementaux à analyser dans l'étude d'impact, puisse être mise à jour.

c) L'étude d'impact environnemental de GNL Québec

118. GNL Québec a transmis son étude d'impact au MELCC et à l'Agence le 20 février 2019. Comme requis par la directive, plusieurs pages de l'étude sont consacrées à l'étude des impacts du projet sur les émissions de GES,¹⁴⁶ le bruit subaquatique¹⁴⁷ et les mammifères marins.¹⁴⁸ Un chapitre complet portait aussi sur l'évaluation des impacts liés à l'accroissement du transport maritime sur la rivière Saguenay.¹⁴⁹ L'acceptabilité sociale du projet y est également abordée.¹⁵⁰

¹⁴³ CER-1, Duchaine-FRA, Annexe 2, pp. 19-20. ↩

¹⁴⁴ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 22, 24. ↩

¹⁴⁵ CER-1, Duchaine-FRA, Annexe 2, (avant-propos). ↩

¹⁴⁶ CD-0099-FRA, Project Énergie Saguenay, Étude D'Impact Environnemental, Version Finale, 31 janvier 2019 « PR3.1 - Étude d'impact environnemental GNLQ, version finale », pp. 320-237. ↩

¹⁴⁷ CD-0099-FRA, PR3.1 - Étude d'impact environnemental GNLQ, version finale, pp. 344-364. ↩

¹⁴⁸ CD-0099-FRA, PR3.1 - Étude d'impact environnemental GNLQ, version finale, pp. 507-526. ↩

¹⁴⁹ CD-0099-FRA, PR3.1 - Étude d'impact environnemental GNLQ, version finale, pp. 781-894. ↩

¹⁵⁰ CD-0099-FRA, PR3.1 - Étude d'impact environnemental GNLQ, version finale, p. 1015 : « Ce PGES [Programme de gestion environnementale et sociale] dont se dote GNLQ a pour objectif principal d'assurer la protection de l'environnement et une acceptabilité sociale ». RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 45. ↩

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d) Les questions du MELCC portent, entre autres, sur les émissions de GES du projet et l'impact du transport maritime sur le béluga

119. À la lecture de l'étude, il est apparu qu'elle comportait des lacunes par rapport aux exigences de la directive et le MELCC a demandé à GNL Québec certains compléments d'information le 22 mai 2019.¹⁵¹ Deux des demandes portaient sur les émissions de GES, dont une indiquait clairement l'intention du MELCC d'apprécier l'impact du projet sur la lutte aux changements climatiques.¹⁵² Une autre question portait sur l'effet du transport maritime sur les bélugas et mérite d'être citée dans son entièreté :

QC 102: Le gouvernement du Québec est hautement préoccupé par la protection de l'habitat du béluga du Saint-Laurent, une espèce en péril et d'intérêt commun reconnue par le gouvernement du Québec et le gouvernement fédéral. Depuis le début des années 2000, la population du béluga du Saint-Laurent accuse un déclin d'environ 1 à 1,5 % par année. De plus, la hausse récente des mortalités des femelles en âge de procréer et des nouveau-nés aggravera ce déclin dans les prochaines années.

Le bruit et le dérangement par la navigation ont été ciblés comme des facteurs de risque pour les femelles et les jeunes bélugas. Une activité susceptible de générer des niveaux de bruit préoccupants pour le maintien de la qualité de leur habitat est la navigation marchande. Les craintes pour le rétablissement de cette espèce sont concrètes et l'augmentation du trafic maritime dans son habitat, occasionné par le projet de GNL Québec inc. ajoutera un effet cumulatif non négligeable. Pour le moment, la science ne permet pas de conclure sur ce facteur de risque. Les connaissances acquises ne permettent pas d'évaluer avec précision les mortalités actuelles et futures associées aux impacts de la navigation. D'ici l'avancement de ces connaissances, le MFFP [ministère des Forêts, de la Faune et des Parcs du Québec] va appuyer l'identification des mesures de prévention applicables avec les organisations concernées et les autorités fédérales.

Plusieurs organisations, telles que le Groupe de travail sur le transport maritime et la protection des mammifères marins dans l'estuaire du Saint-Laurent, l'Alliance verte et Pêches et Océans Canada (MPO) travaillent à documenter cet enjeu et à

¹⁵¹ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 44. ↩

¹⁵² CD-0108-FRA, Ministère de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques, MELCC – Direction de l'évaluation environnementale des projets hydriques et industriels (DEEPHI) (MELCC-DEEPHI), Questions et commentaires – Ire série, 22 mai 2019 (GNL) (Doc. No. PR5.1), pp. 16, 29 «QC-60 L'initiateur considère que l'étendue de l'impact des GES est « locale ». L'initiateur doit justifier cette affirmation alors que l'impact est planétaire. [...] QC-97 L'initiateur doit présenter les émissions de GES annuelles québécoises et canadiennes des vingt dernières années afin de pouvoir apprécier l'impact du projet dans la lutte aux changements climatiques. » [nous soulignons] ↩

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trouver des solutions pour concilier les usages. En complémentarité avec ces efforts, le MFFP a conclu une entente avec l'Université du Québec en Outaouais en 2018 pour un programme scientifique de cinq ans, lequel a pour objectif de développer des outils d'aide à la décision pour favoriser la conciliation du déploiement de la Stratégie maritime du Québec avec la protection de l'habitat du béluga. Pour le moment, on ne peut présumer des résultats de ce programme de recherche.

L'initiateur doit s'engager à mettre en œuvre des mesures d'atténuation des impacts sur les mammifères marins qui seront validées par les partenaires du programme. Aussi, à la phase d'élaboration des recommandations, la collaboration d'Énergie Saguenay et des partenaires directement concernés par le transport maritime de GNL est demandée.¹⁵³

120. GNL Québec a répondu aux questions du MELCC le 27 août 2019. Elle a transmis les données demandées concernant les émissions historiques de GES et réitéré son engagement à ce que le projet soit carboneutre.¹⁵⁴ En ce qui a trait à la question portant sur l'impact sur les bélugas, GNLQ a répondu qu'elle « est bien au fait de la situation de la population de béluga du Saint-Laurent et partage les préoccupations quant à son déclin » et qu'elle avait entrepris certaines démarches auprès de plusieurs intervenants.¹⁵⁵

121. Malgré ces réponses, le MELCC était d'avis que l'initiateur n'avait toujours pas fourni l'information nécessaire au début de l'analyse devant ultimement mener à la prise de décision du gouvernement et il lui a donc transmis une deuxième série de questions le 5 novembre 2019.¹⁵⁶ Dans cette deuxième série de questions, le MELCC demandait notamment à GNLQ d'élaborer d'autres mesures d'atténuation des émissions de GES compte tenu de l'ampleur des émissions directes et indirectes et de réévaluer l'effet résiduel des émissions de GES comme étant

¹⁵³ CD-0108-FRA, Ministère de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques, MELCC – Direction de l'évaluation environnementale des projets hydriques et industriels (DEEPHI) (MELCC-DEEPHI), Questions et commentaires – 1re série, 22 mai 2019 (GNL) (Doc. No. PR5.1), pp. 31-32. ↩

¹⁵⁴ CD-0109-FRA, WSP Canada inc. (GNL Québec inc.), Réponses aux questions et commentaires (Vol. 1), août 2019, MELCCFP (Doc. No. PR5.2), pp. 104-105. ↩

¹⁵⁵ CD-0109-FRA, WSP Canada inc. (GNL Québec inc.), Réponses aux questions et commentaires (Vol. 1), août 2019, MELCCFP (Doc. No. PR5.2), p. 109. ↩

¹⁵⁶ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 45. ↩

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« important » ;¹⁵⁷ GNL Québec a répondu à ces questions le 8 janvier 2020 en réitérant son engagement envers la carboneutralité.¹⁵⁸

122. Par ces questions, le MELCC signalait ainsi on ne peut plus clairement l'importance qu'il accordait aux impacts du projet sur les GES, la lutte aux changements climatiques et les bélugas. En ce qui a trait plus particulièrement aux impacts sur les bélugas, le MELCC établissait dès le mois de mai 2019 un lien entre le bruit subaquatique causé par le transport maritime et le risque posé par cette activité pour le rétablissement de l'espèce.

123. À la suite de la réception de ces dernières informations, le MELCC a déterminé que GNL Québec avait transmis suffisamment d'informations pour que l'étude d'impact soit jugée recevable et pour que débute la phase d'analyse de l'évaluation environnementale.¹⁵⁹ Considérant l'importance des enjeux identifiés « notamment en lien avec les émissions de gaz à effet de serre [...] le transport maritime [...] la faune », l'avis de recevabilité recommandait au ministre de l'Environnement du Québec que débute l'étape d'audience publique sans passer par l'étape préalable de la période d'information publique.¹⁶⁰ Le ministre de l'Environnement du Québec a suivi cette recommandation et il a mandaté le BAPE le 20 février 2020 de tenir une audience publique concernant le projet d'Énergie Saguenay et de lui faire rapport de ses constatations ainsi que de l'analyse qu'il en aura faite.¹⁶¹ Il est à noter que GNL Québec avait elle-même écrit au ministre un mois plus tôt afin de lui demander de donner le mandat au BAPE de tenir des audiences publiques.¹⁶²

¹⁵⁷ CD-0110-FRA, Ministère de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques, MELCC-DEEPHI, Questions et commentaires – 2e série, 5 novembre 2019 (Doc. No. PR5.3), pp. 5-6. ↩

¹⁵⁸ CD-0111-FRA, WSP (GNL Québec inc.), Réponses aux questions et commentaires – Deuxième série, janvier 2020 (Doc. No. PR5.4), pp. 30-31; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 45. ↩

¹⁵⁹ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 46. ↩

¹⁶⁰ TLV-0068-FRA, Isabelle Potvin (GNLQ), Courriel – Dépôt de documents à la Commission, 24 septembre 2020, p. 4. ↩

¹⁶¹ RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 32; C-0222-FRA, PR8.3 - MELCC - Lettre mandatant le BAPE de tenir une audience publique (20 février 2020). ↩

¹⁶² JI-0047-FRA, Letter from Pat Fiore to Monsieur Benoit Charette, 8 January 2020. ↩

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e) Le BAPE émet de sérieuses réserves quant à l'impact du projet sur les émissions de GES et la transition énergétique ainsi que le rétablissement du béluga

124. La commission du BAPE chargée du projet Énergie Saguenay était présidée par un membre du BAPE de grande expérience qui avait déjà participé à des commissions d'enquête d'envergure.¹⁶³ Cette expérience lui a sans doute été utile car la participation du public aux audiences du BAPE a été considérable. Selon Me Yergeau, le nombre de mémoires déposés et le nombre d'intervenants entendus sont « sans précédent dans les annales du BAPE dans le cadre d'une audience publique tenue sur un projet spécifique »¹⁶⁴ ce qui témoigne de l'importance des enjeux et de l'intérêt du public envers ce projet.

125. La participation en grand nombre des membres du public a mis en relief la polarisation de l'opinion publique par rapport à ce projet, un fait constaté dans le rapport lui-même,¹⁶⁵ ainsi que par Monsieur Michel Duquette qui a participé aux audiences en tant que représentant du MELCC et qui témoigne que les citoyens étaient « soit en faveur, soit en défaveur du projet ».¹⁶⁶

126. Les enjeux liés aux émissions de GES et la transition énergétique ainsi que l'impact du transport maritime sur les mammifères marins ont occupé une place considérable dans les travaux de la commission du BAPE.¹⁶⁷ Une séance de consultation publique spéciale concernant spécifiquement le transport maritime et ses impacts sur les mammifères marins a même dû être

¹⁶³ RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 36. ↩

¹⁶⁴ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 104 (1). ↩

¹⁶⁵ TLV-0013-FRA, Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE), Rapport 358 – Projet de construction d'un complexe de liquéfaction de gaz naturel à Saguenay, Rapport d'enquête et d'audience publique, 24 mars 2021, p. 277. ↩

¹⁶⁶ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 49. ↩

¹⁶⁷ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 50: «Des nombreuses préoccupations relativement au projet soulevées par les participants aux audiences, je constate que celles relatives aux changements climatiques ont occupé une place importante ».); RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 37 : « Les thèmes proposés par les répondants ont été les suivants (en ordre d'importance selon les répondants) : les émissions de gaz à effet de serre et leurs impacts sur la lutte contre les changements climatiques, l'insertion du projet dans son milieu d'accueil (milieux naturel et humain), le transport maritime et les impacts économiques. » ↩

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ajoutée au programme.¹⁶⁸ L'impact du transport maritime lié au projet ainsi que les émissions de GES occupent chacun un chapitre complet du rapport du BAPE.¹⁶⁹

127. Au cours de la première partie de l'audience publique, la commission du BAPE a requis la présence du MFFP afin de répondre à des questions. Le MFFP a désigné comme personnes-ressources aux audiences du BAPE quatre fonctionnaires du ministère, dont deux qui occupaient les fonctions de porte-parole et co-porte-parole. Deux chercheurs externes ont été invités par le MFFP à compléter la délégation à titre d'experts. Il s'agit de Monsieur Clément Chion de l'Université du Québec en Outaouais ainsi que de Monsieur Robert Michaud du Groupe de recherche et d'éducation sur les mammifères marins (ci-après le « GREMM ») qui sont tous deux des experts sur les mammifères marins et leur habitat.¹⁷⁰ Comme le note Monsieur René Beaudet dans sa déclaration, il arrive à l'occasion que le MFFP s'adjoigne à des chercheurs comme personnes-ressources dans le cadre d'audiences publiques du BAPE et la présence de Monsieur Chion et Monsieur Michaud n'avait donc rien d'exceptionnel. Ces derniers ont répondu lors des audiences à certaines questions de la commission concernant la protection des mammifères marins ou des habitats.¹⁷¹ Au total, plus d'une centaine d'intervenants ont interpellé la commission du BAPE pour obtenir des réponses de l'initiateur ou des personnes-ressources et 161 mémoires ont été présentés de même que 21 interventions verbales.¹⁷²

128. Après avoir conclu l'étape des audiences publiques, la commission du BAPE a rédigé son rapport dans lequel elle dresse plusieurs constats et recommandations relativement aux enjeux d'émissions de GES et de changements climatiques. L'impact du projet sur les mammifères marins et l'acceptabilité sociale sont aussi longuement abordés.

¹⁶⁸ R-0032-FRA, BAPE Rapport 358, « Les points saillants – Rapport d'enquête et d'audience publique », (Doc. No. CM7.1), mars 2021, p. 2. ↩

¹⁶⁹ TLV-0013-FRA, Bureau d'audiences publiques sur l'environnement (BAPE), Rapport 358 – Projet de construction d'un complexe de liquéfaction de gaz naturel à Saguenay, Rapport d'enquête et d'audience publique, 24 mars 2021, Chapitres 5 et 8. ↩

¹⁷⁰ RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 39. ↩

¹⁷¹ RWS-2, Beaudet-FRA, ¶ 39 : « il arrive que le ministère ou l'organisme concerné désigne des personnes externes à titre de personnes-ressources pour les fins de la commission. Il ne s'agit pas d'une pratique anormale. » ↩

¹⁷² R-0032-FRA, BAPE Rapport 358, « Les points saillants – Rapport d'enquête et d'audience publique », (Doc. No. CM7.1), mars 2021, pp. 2-3. ↩

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129. Dans son rapport au ministre de l'Environnement du Québec, le BAPE s'attarde aux engagements du Québec en matière de lutte aux changements climatiques¹⁷³ et émet des réserves quant à la prétention de l'initiateur à l'effet que le projet Énergie Saguenay soutiendrait les efforts du Québec pour contrer les changements climatiques. Le BAPE se fonde sur les travaux de l'Agence internationale de l'énergie pour conclure que « la mise en place de nouvelles infrastructures d'échange de GNL pourrait constituer un frein à la transition énergétique » dans la mesure où la demande de gaz naturel serait appelée à décroître au moment même où le projet Énergie Saguenay débuterait sa phase d'exploitation.¹⁷⁴

130. Les constats de la commission du BAPE envers les impacts du projet sur les mammifères sont tout aussi sévères. Le rapport décrit dans un premier temps le déclin bien documenté du béluga dans l'ESL malgré les mesures de rétablissement de l'espèce adoptées depuis plusieurs années.¹⁷⁵ Il relève aussi l'importance, tout aussi bien documentée, de la rivière Saguenay pour la population de béluga, et notamment pour les femelles accompagnées par leurs veaux.¹⁷⁶ Il constate ensuite que le bruit et le dérangement associés aux activités maritimes constituent une menace pour le rétablissement de l'espèce. À la lumière de ces constats, la commission du BAPE a émis l'avis que « tout accroissement du trafic maritime projeté dans la rivière Saguenay irait à l'encontre des efforts de rétablissement de l'espèce. »¹⁷⁷

131. Pour ce qui est de l'acceptabilité sociale du projet, le BAPE s'est dit incapable de se prononcer, préférant s'en remettre « aux acteurs légitimement élus ». Il constate toutefois une polarisation du débat entourant l'établissement du projet Énergie Saguenay et même une division sociale qui pourrait perdurer, que le projet se réalise ou non.¹⁷⁸

132. La publication du rapport du BAPE était un jalon important de l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay et il a infléchi le cours des étapes subséquentes de

¹⁷³ C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, pp. 289-296. ↩

¹⁷⁴ C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p. 114. ↩

¹⁷⁵ C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, pp. 167-168. ↩

¹⁷⁶ C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p 172. ↩

¹⁷⁷ C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p 192. ↩

¹⁷⁸ C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p 279. ↩

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cette évaluation. Monsieur Koskinen explique dans sa déclaration que le rapport du BAPE a « changé la donne dans la mesure où ce rapport rendait plus difficile l'autorisation du projet ».¹⁷⁹ En effet, la raison d'être du projet Énergie Saguenay reposait en grande partie sur les avantages environnementaux que GNL Québec n'a cessé de mettre de l'avant depuis le tout début du projet. Or, le rapport du BAPE indiquait clairement que les initiateurs n'avaient pas réussi à faire la démonstration de leurs prétentions.¹⁸⁰

f) La conférence de presse du ministre de l'Environnement du Québec et les demandes d'information du MELCC soulignent l'importance des enjeux associés aux émissions de GES, à la transition énergétique et la protection des bélugas

133. Le BAPE a transmis son rapport au ministre de l'Environnement du Québec le 10 mars 2021 et ce dernier l'a dévoilé au public deux semaines plus tard lors d'un point de presse, soit le 24 mars 2021.¹⁸¹ Le ministre a alors informé les journalistes que les fonctionnaires du gouvernement poursuivaient leur analyse du projet et que le « rapport du BAPE sera évidemment pris en compte dans le cadre de cette analyse environnementale ».¹⁸² Le ministre a profité de ce point de presse pour réitérer les conditions posées pour l'acceptation du projet :

En fait, on a posé trois conditions très claires qui sont maintenues encore à ce jour, acceptabilité sociale, favoriser la transition énergétique et, ultimement, contribuer aux diminutions mondiales des gaz à effet de serre. Et le rapport [du BAPE] ne permet pas de conclure qu'une ou ces trois conditions là seraient respectées. Donc, la balle, elle est réellement dans le camp du promoteur. C'est à lui à faire la démonstration. Mais l'enquête du BAPE n'a pas réussi à confirmer que ces trois conditions là seraient respectées. [nous soulignons]

[...]

Ce n'est pas à moi, aujourd'hui, à le qualifier étant donné que l'évaluation n'est pas complétée, mais c'est certain qu'avec ces conditions, ces trois conditions non respectées, la balle est dans le camp du promoteur. Et c'est à lui de soit renouveler son argumentaire soit d'amener de nouveaux éléments de réponse. Mais

¹⁷⁹ RWS-8, Koskinen-FRA, ¶ 42. ↩

¹⁸⁰ RWS-8, Koskinen-FRA, ¶ 42. ↩

¹⁸¹ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 51. ↩

¹⁸² C-0031-FRA, Assemblée Nationale du Québec, « Point de presse de M. Benoit Charette, ministre de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques », 24 March 2021, p. 1. ↩

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actuellement, sur la base des trois conditions que nous avons à plusieurs reprises réitérées, le projet ne se qualifie pas à l'heure où on se parle.¹⁸³ [nous soulignons]

134. Le ministre n'avait aucune obligation légale de réitérer les conditions d'évaluation du projet, ni aucune obligation d'inviter l'initiateur à renouveler son argumentaire ou à amener de nouveaux éléments de réponse. Toutefois, ce faisant, il communiquait une précieuse information à l'initiateur pour lui permettre de mieux faire valoir l'acceptabilité environnementale de son projet. Monsieur Koskinen, explique que le premier ministre du Québec « était en accord » avec l'énoncé du ministre qui « accordait un délai et une chance supplémentaires »¹⁸⁴ à GNL Québec pour faire la démonstration de l'acceptabilité environnementale de son projet.

135. Ce point de presse clarifiait, si ce n'était pas déjà clair avant, l'importance accordée au cours de l'évaluation environnementale aux enjeux de diminution des émissions de GES, de transition énergétique et d'acceptabilité sociale.

136. Tel qu'expliqué par le ministre de l'Environnement du Québec lors de son point de presse, le travail d'analyse de l'étude d'impact de l'initiateur s'est poursuivi pendant et après les travaux du BAPE. C'est ainsi que le 26 avril 2021, le MELCC a fait parvenir à l'initiateur des demandes d'information complémentaires à celles envoyées le 3 mars 2021 dont trois portaient directement sur les enjeux soulignés par le ministre en point de presse.¹⁸⁵ Elles se lisent comme suit :

48. Mesures de réduction du bruit subaquatique

Compte tenu des enjeux liés au transport maritime pour la faune marine, notamment le béluga du Saint-Laurent, l'initiateur doit brosser un portrait de l'ensemble des mesures de réduction de bruit sous-marin dont l'efficacité est démontrée à l'heure actuelle et préciser celles qui pourraient s'appliquer dans le cadre de la réalisation du projet.

52. Bilan global des émissions de GES du projet et transition énergétique

L'initiateur doit indiquer s'il a de nouveaux éléments à ajouter, par rapport à ce qu'il a déjà présenté dans l'ensemble des documents constituant son dossier de demande d'autorisation gouvernementale, concernant le scénario à l'effet que son

¹⁸³ C-0031-FRA, Assemblée Nationale du Québec, « Point de presse de M. Benoit Charette, ministre de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques », 24 March 2021, p. 2. ↩

¹⁸⁴ RWS-8, Koskinen-FRA, ¶ 44. ↩

¹⁸⁵ RWS-5, Duquette-FRA, ¶¶ 52, 59. ↩

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projet permettrait une réduction des émissions de GES au niveau mondial ou concernant son effet sur la transition énergétique.

53. Acceptabilité sociale du projet

L'initiateur doit indiquer s'il a apporté, depuis la tenue de l'audience publique du BAPE, des modifications à son projet ou s'il a prévu des mesures supplémentaires en réponse aux principales préoccupations de la population ayant manifesté une opposition au projet.

137. GNL Québec a fourni les compléments d'information demandés le 3 juin 2021.¹⁸⁶ Ces compléments d'information n'ont pas apporté, pour l'essentiel, de nouveaux éléments de réponse.¹⁸⁷

g) Le rapport final du MELCC conclut que le projet n'est pas acceptable d'un point de vue environnemental

138. Le MELCC a remis son rapport au ministre le 30 juin 2021. Ce rapport est le fruit d'une analyse approfondie des informations obtenues tout au long de la PÉEIE, incluant les avis professionnels d'unités administratives à l'intérieur du MELCC ainsi que des avis d'autres ministères et organismes de l'appareil gouvernemental québécois.¹⁸⁸

139. Bien que certaines unités administratives du MELCC aient indiqué que le projet n'était « pas incompatible avec les objectifs de réduction de GES du Québec ni avec les exigences de réduction de GES établies dans l'Accord de Paris »¹⁸⁹ et qu'il était « acceptable »,¹⁹⁰ une analyse des commentaires dans leur intégralité révèle que ces observations sont accompagnées de plusieurs réserves ou conditions qui brossent en réalité un portrait bien plus mitigé par rapport à l'enjeu des émissions de GES et la transition énergétique.¹⁹¹

¹⁸⁶ C-0068-FRA, GNL Québec, Réponses aux questions et commentaires (Doc. No. PR10.10), June 2021. ↩

¹⁸⁷ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 60 : « Je note que pour l'essentiel, l'information transmise par l'initiateur n'était pas nouvelle et reprenait ce qui était déjà prévu par les engagements pris précédemment. » ↩

¹⁸⁸ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 62. ↩

¹⁸⁹ CD-0122-FRA, Ministère de l'Environnement, de la Lutte contre les changements climatiques, de la Faune et des Parcs, Avis des experts – Recueil des avis issus de la consultation auprès des ministères et organismes, Complexe de liquéfaction de gaz naturel à Saguenay – Projet Énergie Saguenay, Dossier 3211-10-021), 8-17 juin 2021 (Doc. No. PR9.3), p. 48. ↩

¹⁹⁰ CD-0122-FRA, MELCC, Avis des experts (Doc. No. PR9.3), p. 63. ↩

¹⁹¹ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 65. ↩

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140. En définitive, l'équipe d'analyse du MELCC est parvenue à la conclusion que l'ensemble des informations obtenues dans le cadre de la PÉEIE, « ne permet[tait] pas de conclure à l'acceptabilité environnementale du projet, et ce, malgré le fait que GNL Québec inc. se soit engagé à remplir la plupart des engagements demandés par le MELCC et les autres ministères et que la PÉEIE ait permis d'obtenir certains gains environnementaux ».¹⁹² Selon elle, l'initiateur n'avait pas réussi à suffisamment dissiper les nombreuses incertitudes entourant les effets du projet sur les émissions de GES et la transition énergétique ainsi que sur la population de bélugas de l'ESL.¹⁹³

141. En ce qui a trait plus particulièrement aux émissions de GES et la transition énergétique, le MELCC a constaté que l'initiateur n'a pas été capable « de fournir de réelles garanties » quant au bilan des GES et la prétendue carboneutralité du projet. L'équipe d'analyse du MELCC a également relevé, comme le BAPE l'avait fait avant elle, que le GNL pourrait s'avérer être une énergie de transition à court terme, mais qu'il risque d'entraîner un verrouillage dans l'utilisation de cette source d'énergie fossile qui pourrait même s'avérer être un frein à la transition vers d'autres sources d'énergies beaucoup moins polluantes telles les énergies renouvelables.¹⁹⁴

142. Quant aux impacts du projet sur la population de bélugas de l'ESL, le rapport du MELCC a noté que le projet engendrerait 300 à 400 passages de navires dans une zone relativement calme de l'habitat essentiel du béluga, ce qui reviendrait à doubler le nombre de passages de navires marchands. En tenant compte des effets cumulatifs d'autres projets de développement sur les rives de la rivière Saguenay, le nombre de passages triplerait.¹⁹⁵ Le rapport note aussi qu'il «n'existe pas, à l'heure actuelle, de mesures d'atténuation jugées efficaces » pour limiter l'impact du passage des navires sur le rétablissement de l'espèce.¹⁹⁶ Compte tenu de l'augmentation projetée du trafic maritime, de l'impact du bruit subaquatique sur le rétablissement de la population de bélugas de l'ESL, des limites des connaissances scientifiques actuelles, du statut précaire de cette population

¹⁹² C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 75. ↩

¹⁹³ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 63; C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 75. ↩

¹⁹⁴ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 64. ↩

¹⁹⁵ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 33. ↩

¹⁹⁶ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 34. ↩

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en voie de disparition, le MELCC estime « qu'il n'est pas possible de conclure à l'acceptabilité environnementale du projet ».¹⁹⁷

h) Sur recommandation du ministre de l'Environnement du Québec, le conseil exécutif refuse la demande d'autorisation de GNL Québec

143. Le 21 juillet 2021, le Gouvernement du Québec a adopté le Décret 1071-2021 refusant de délivrer une autorisation à GNL Québec pour le projet Énergie Saguenay. Le décret est adopté sur la recommandation du ministre de l'Environnement du Québec et se fonde explicitement sur le rapport du BAPE et le rapport d'analyse du MELCC dont il résume brièvement les constats et avis.¹⁹⁸

144. Dans une conférence de presse tenue le jour de la décision, le ministre de l'Environnement du Québec a repris les mêmes conclusions des études environnementales pour expliquer la décision du gouvernement. Il a souligné notamment que GNL Québec n'avait pas réussi à faire la démonstration que le projet favoriserait la transition énergétique ou contribuerait à une diminution des émissions mondiales de GES et que le gouvernement craignait au contraire un « verrouillage carbone ».¹⁹⁹ Il a expliqué aussi qu' « au niveau des émissions mondiales, là aussi n'ayant aucune garantie des acheteurs de ce gaz naturel liquéfié, nous ne pouvons pas être convaincus que ce sont des énergies plus polluantes qui sont remplacées par le gaz naturel liquéfié. »²⁰⁰

145. Cette décision du gouvernent du Québec a mis un terme définitif au projet Énergie Saguenay.

¹⁹⁷ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 36 : « En regard des effets potentiels du transport maritime lié au projet Energie Saguenay sur le rétablissement de la population de bélugas de l'ESL, l'équipe d'analyse estime donc qu'il n'est pas possible de conclure à l'acceptabilité environnementale du projet. Les informations limitées et actuellement disponibles sur cet enjeu réduisent la portée de l'évaluation des impacts appréhendés et diminuent la confiance envers les mesures d'atténuation proposées. Cette situation invite donc à la prudence, considérant l'importance des impacts possibles pour cette population en voie de disparition. »; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 71. ↩

¹⁹⁸ C-0274-FRA, Décret 1071-2021 Concernant le refus de délivrer une autorisation à GNL Québec inc. pour le projet Énergie Saguenay de construction d'un complexe de liquéfaction de gaz naturel sur le territoire de la ville de Saguenay, 21 July 2021 («Décret 1071-2021 Concernant le refus de délivrer une autorisation à GNL Québec inc. »); RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 140-143. ↩

¹⁹⁹ C-0284-FRA, Transcript of press conference dated 22 July 2021 prepared by TACT Conseil, p. 2. ↩

²⁰⁰ C-0284-FRA, Transcript of press conference dated 22 July 2021 prepared by TACT Conseil, p. 2. ↩

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3. L'évaluation environnementale fédérale du projet Énergie Saguenay

a) La description de projet de GNL Québec fait état de préoccupations par rapport aux émissions de GES et l'impact sur les mammifères marins

146. Le 10 novembre 2015, GNL Québec a transmis à l'Agence la même description de projet qu'elle a transmise au MELCC.

147. L'Agence a consulté les ministères et organismes fédéraux susceptibles de détenir une expertise par rapport aux composantes environnementales affectées par le projet, dont Environnement et Changement climatique Canada (ci-après, « ECCC ») et le MPO en raison de leur expertise respective en ce qui a trait aux GES et aux mammifères marins. À la suite de ces consultations, l'Agence a déterminé le 15 janvier 2016 que GNL Québec serait tenue de réaliser une évaluation environnementale en vertu de la LCÉE 2012. Elle en a avisé le public et le promoteur le même jour.²⁰¹ Le ministre de l'Environnement fédéral n'a alors pas exigé de commission d'examen en vertu de la LCEE 2012 et Énergie Saguenay devait donc être évaluée par l'Agence et non pas par une commission d'examen.

b) Les lignes directrices de l'Agence requerraient de GNL Québec qu'elle évalue les impacts du projet notamment sur les émissions de GES et les bélugas

148. Le 15 janvier 2016, l'Agence a publié des lignes directrices provisoires²⁰² afin de recueillir des commentaires du public ainsi que des ministères et organismes fédéraux détenant une expertise pertinente.²⁰³ ECCC et le MPO ont chacun transmis des commentaires à l'Agence.²⁰⁴

149. Les commentaires d'ECCC demandaient à l'Agence d'inclure dans les lignes directrices finales une demande au promoteur d'estimer les quantités d'émissions de GES « en amont » du projet Énergie Saguenay.²⁰⁵ Ces commentaires découlaient de la Déclaration intérimaire du

²⁰¹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 50. ↩

²⁰² GB-0022-FRA, Avis public - Projet Énergie Saguenay – Période de consultation publique, 15 janvier 2016. ↩

²⁰³ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 50. ↩

²⁰⁴ RWS-4, Witness Statement-Catherine Coutu-Counter-Memorial on the Merits-FRA, 28 juin 2024 (« RWS-4, Coutu-FRA »), ¶¶ 47-50; RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 31. ↩

²⁰⁵ CC-0021-FRA, Lettre de Stéfanie Larouche-Boutin (ECCC) à Mme. Legeaux (Agence), Commentaires sur ébauche lignes directrices, 15 février 2016, p. 1. ↩

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gouvernement fédéral²⁰⁶ qui avait été adoptée quelques semaines auparavant et qui annonçait que dorénavant les émissions directes de GES ainsi que les émissions de GES en amont attribuables aux projets seraient entièrement évaluées lors des évaluations environnementales.²⁰⁷

150. Le 14 mars 2016, l'Agence a publié les lignes directrices définitives pour la préparation d'une étude d'impact environnemental (ci-après les « lignes directrices »).²⁰⁸ Ces lignes directrices exigeaient que l'étude d'impact de GNL Québec contienne une estimation des émissions de GES directes du projet ainsi que toutes les mesures d'atténuation proposées pour réduire ces émissions. Si les mesures d'atténuation n'éliminaient pas complètement ces émissions directes, l'Agence a aussi demandé au promoteur de fournir une analyse cumulative des émissions de GES en tenant compte d'autres sources d'émissions découlant d'autres projets passés, actuels ou raisonnablement prévisibles. L'Agence a également exigé que GNL Québec fournisse dans son étude d'impact une estimation des émissions de GES produites en amont (production, traitement et transport) liées au projet.²⁰⁹

151. En ce qui a trait au transport maritime, l'Agence a exigé que GNL Québec analyse les effets environnementaux, incluant les effets cumulatifs, découlant des 320 passages de méthaniers par année qui étaient projetés dans l'habitat essentiel du béluga.²¹⁰

152. Étant donné que les émissions de GES « en amont » ainsi que la navigation maritime à l'extérieur de zone de juridiction de l'APS échappaient à la responsabilité et au contrôle de GNL Québec, l'Agence a décidé d'exclure ces éléments de la portée du projet. Cette exclusion ne signifie pas que l'Agence est tenue d'ignorer ces effets environnementaux. Au contraire, la LCÉE 2012 autorise l'Agence à en tenir compte dans le cadre de son évaluation environnementale.²¹¹ Cette exclusion signifie toutefois que le ministre de l'Environnement fédéral ne peut pas prendre

²⁰⁶ CC-0005-FRA, Gouvernement du Canada, Déclaration « intérimaire », 27 janvier 2016. ↩

²⁰⁷ RWS-4, Coutu-FRA, ¶¶ 21-24, 49-50. ↩

²⁰⁸ GB-0023-FRA, Agence canadienne d'évaluation environnementale, Lignes directrices pour la préparation d'une étude d'impact environnemental – Projet Énergie Saguenay, 14 mars 2016 (« Lignes directrices – Énergie Saguenay »). ↩

²⁰⁹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 58-59; RWS-4, Coutu-FRA, ¶¶ 51-55. ↩

²¹⁰ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 54. ↩

²¹¹ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), Article 19(1)j). ↩

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de décision sous la LCÉE 2012 pour établir si la navigation exclue de la portée du projet ou les activités causant les émissions en amont sont susceptibles d'entraîner des effets environnementaux négatifs importants.²¹² Dans le cas des émissions de GES «en amont » du projet, les renseignements demandés avaient pour objectif de permettre aux gouvernements de mieux collaborer dans la lutte aux changements climatiques.²¹³

153. L'exclusion du transport maritime sur la rivière Saguenay et le fleuve Saint-Laurent a été infirmée en août 2019 lorsque l'Agence a alors décidé d'intégrer dans la portée géographique du projet les impacts du passage de méthaniers dans l'habitat essentiel du béluga situé dans l'ESL et la rivière Saguenay. Cette décision résultait du constat, à la lecture de l'étude d'impact, que GNL Québec aurait « un certain pouvoir d'influence »²¹⁴ sur les méthaniers qui devaient transiter par la rivière Saguenay ainsi que d'une réévaluation du projet à la lumière des enseignements d'une décision récente d'un tribunal judiciaire canadien traitant de la notion d'activités accessoires et de la portée géographique de projets.²¹⁵ Cet amendement à la portée géographique du projet en août 2019 signifie que le ministre de l'Environnement pouvait tenir compte de l'effet du transport maritime sur le béluga et son habitat essentiel à l'extérieur de la zone de juridiction de l'APS pour les fins de déterminer si le projet Énergie Saguenay était susceptible d'entraîner des effets négatifs importants.

154. Les lignes directrices demandaient aussi à GNL Québec de consulter certaines Premières Nations dont le territoire traditionnel faisait partie de la portée géographique du projet Énergie Saguenay. Cette liste de nations autochtones a été révisée en cours d'évaluation.²¹⁶

²¹² RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 55-56, 59. ↩

²¹³ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 60. ↩

²¹⁴ GB-0016-FRA, Lettre d'Anne-Marie Gaudet (Agence) à Marie-Josée Lizotte (MELCC) sur la coordination fédérale-provinciale du projet Énergie Saguenay, 20 novembre 2015, p. 2. ↩

²¹⁵ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 55. ↩

²¹⁶ GB-0023-FRA, Lignes directrices – Énergie Saguenay; C-0163-FRA, Sarah Zammit (AEIC), Lettre à Tony Le Verger concernant l'ajout de la Première Nation Wolastoqiyik (Malécite) Wahsipekuk à la consultation portant sur l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay, 25 November 2020. ↩

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c) L'étude d'impact environnemental de GNL Québec

155. Le 20 février 2019, le promoteur a soumis à l'Agence et au MELCC son étude d'impact environnemental. L'Agence, après avoir consulté le comité fédéral, a déterminé que cette étude omettait un certain nombre d'informations, notamment quant à l'effet du transport maritime sur l'habitat essentiel du béluga, et était par conséquent incomplète. GNL Québec a alors transmis des compléments d'information et l'Agence a déterminé le 17 mai 2019 que l'étude d'impact était complète et qu'elle allait initier l'analyse de l'étude en plus de tenir des consultations publiques du 17 mai au 17 juin 2019.²¹⁷

156. Plusieurs organisations de la société civile, d'entreprises, d'organismes environnementaux et de citoyens ont participé aux consultations publiques et transmis des commentaires. Un nombre considérable de ceux-ci portaient spécifiquement sur l'impact anticipé du bruit des méthaniers sur les bélugas de l'ESL.²¹⁸

d) Les demandes d'information de l'Agence portent notamment sur les émissions de GES et l'impact du transport maritime sur le béluga

157. Les 20 août 2019 et 28 août 2020, à la suite de consultations avec le comité fédéral, l'Agence a transmis deux séries de questions à GNL Québec portant sur son étude d'impact environnemental. Les questions portaient notamment sur les émissions directes et fugitives de GES, le plan de compensation de GES, les émissions de GES en amont du projet ainsi que les méthodes pour minimiser les émissions de GES.²¹⁹ En ce qui a trait au plan de compensation de GES, l'Agence a demandé au promoteur d'étayer ses prétentions de carboneutralité en fournissant un plan détaillé d'atteinte de carboneutralité avant 2050 décrivant l'ensemble des mesures d'atténuation ainsi qu'un échéancier crédible de diminution des GES.²²⁰

158. Une série de questions portaient aussi sur les effets environnementaux du transport maritime lié au projet sur les mammifères marins de la rivière Saguenay et du fleuve Saint-Laurent,

²¹⁷ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 65-69. ↩

²¹⁸ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 72-73. ↩

²¹⁹ RWS-4, Coutu-FRA, ¶¶ 56-69; RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 83-90. ↩

²²⁰ RWS-4, Coutu-FRA, ¶ 66; RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 88. ↩

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et particulièrement ceux protégés par la LEP.²²¹ Dans sa première demande d'informations du 20 août 2019, l'Agence signalait que le projet engendrerait une hausse importante du transport maritime dans la rivière Saguenay et qu'il était donc susceptible de causer des effets potentiels importants sur le béluga dans son habitat essentiel.²²² Faisant écho aux préoccupations exprimées par le MPO, l'Agence a demandé à GNL Québec de « présenter une mise à jour de l'évaluation des solutions de rechange pour l'implantation du terminal maritime spécifique aux besoins du projet en incluant des localisations de sites potentiels permettant de minimiser les effets environnementaux du projet sur les espèces en péril, notamment sur le béluga du Saint-Laurent et le rorqual bleu. »²²³

159. Le 14 mai 2021, à la suite de la réception de tous les éléments de réponse du promoteur aux demandes d'informations, l'Agence a avisé GNL Québec qu'elle disposait de toute l'information nécessaire afin de terminer l'analyse environnementale du projet et rédiger la version provisoire du rapport d'évaluation environnementale.²²⁴

e) L'Agence conclut que le projet est susceptible d'entraîner des effets négatifs importants en lien avec les émissions de GES et les mammifères marins ainsi que sur le patrimoine culturel des Premières Nations innues

160. L'Agence a mené son analyse de l'étude d'impact environnemental de GNL Québec du 14 mai 2021 au 22 septembre 2021 en collaboration avec le comité fédéral.

161. En ce qui a trait aux impacts du projet sur les émissions de GES, l'Agence s'est fondée sur l'avis des experts d'ECCC²²⁵ pour conclure que le projet « est susceptible d'entraîner des effets environnementaux transfrontaliers directs et cumulatifs négatifs importants, en raison de l'ampleur

²²¹ RL-0061-FRA, Loi sur les espèces en peril, L.C. 2002, ch. 29. ↩

²²² RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 80. ↩

²²³ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 82. ↩

²²⁴ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 90. ↩

²²⁵ RWS-4, Coutu-FRA, ¶¶ 74-86. ↩

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de sa contribution aux GES et de l'impact de celle-ci sur l'atteinte des objectifs de réduction du Québec et du Canada. »²²⁶

162. Pour parvenir à cette conclusion, l'Agence n'a pas accordé de crédibilité au plan de carboneutralité de GNL Québec qu'elle estimait non réalisable sur le plan technique et économique.²²⁷ Conformément à sa pratique, elle n'a pas tenu compte non plus de la mesure d'atténuation proposée par le promoteur fondée sur l'hypothèse de substitution d'énergies à plus fortes émissions de GES par l'utilisation du GNL.²²⁸ L'Agence considérait en effet que cette hypothèse n'avait pas été suffisamment démontrée étant donné que le seul scénario de modélisation appuyant la thèse de la substitution à l'échelle mondiale comportait un grand niveau d'incertitude et que le promoteur n'avait pu avancer aucun contrat d'achat et de vente de GNL.²²⁹

163. Il importe de souligner que l'Agence n'a tiré aucune conclusion d'effets négatifs importants par rapport aux émissions de GES « en amont » du projet. Elle n'a tenu compte de ces émissions que dans son analyse des effets cumulatifs associés aux émissions directes de GES du projet Énergie Saguenay.²³⁰ Selon l'Agence, les émissions de GES cumulatives et directes pouvaient être caractérisées comme étant « élevées en intensité, continues, irréversibles, et globales en étendue ».²³¹

164. L'Agence s'est également fondée sur l'avis des experts du MPO²³² qui détient l'expertise fédérale en matière de mammifères marins pour conclure que le projet était aussi susceptible d'entraîner des effets négatifs importants sur les mammifères marins, incluant le béluga. Les biologistes du MPO avaient indiqué que le passage de méthaniers pouvait affecter l'écosystème et

²²⁶ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 40. L'analyse de l'Agence se trouve à la section 5.1 de son rapport. L'Agence y répond notamment aux prétentions du promoteur et tient compte des commentaires du public. ↩

²²⁷ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 112. ↩

²²⁸ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 111, 113. ↩

²²⁹ TH-003-FRA, Note de service au ministre : Projet Énergie Saguenay - Décision sur l'importance des effets et renvoi possible au gouverneur en conseil, 9 décembre 2021, pp. 2-3. ↩

²³⁰ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 120 : « Donc, l'Agence a conclu à des effets négatifs importants pour les émissions directes de GES du projet à elles seules ». ↩

²³¹ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 52. ↩

²³² RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 33-47. ↩

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la faune aquatique de différentes manières : par l'introduction d'espèces envahissantes, par le déversement de contaminants, par la collision entre navires et mammifères marins et par la modification de l'environnement sonore subaquatique.²³³ Les biologistes ont rapidement identifié l'effet sonore subaquatique produit par les méthaniers comme étant une considération importante.²³⁴

165. Selon le MPO, le projet Énergie Saguenay aurait causé une augmentation du trafic maritime dans une partie de l'habitat essentiel du béluga qui présente un faible niveau de bruit d'origine anthropique. Les experts du MPO n'ont pu exclure des risques élevés pour la population de béluga de l'’ESL, compte tenu de son état précaire (tel que reconnu par sa désignation en tant qu'espèce en voie de disparition dans la LEP) et de l'identification du bruit anthropique comme étant l'une des principales menaces pour son rétablissement.²³⁵ Les biologistes du MPO ont également tenu compte des effets cumulatifs du projet, et de l'amplification du bruit dû à l'augmentation du trafic généré par la navigation actuelle et les projets à venir dans le fjord du Saguenay et la partie de l'ESL couverte par le projet Énergie Saguenay.²³⁶

166. Les biologistes du MPO étaient aussi d'avis que les mesures d'atténuation proposées par GNL Québec, tels l'utilisation de méthaniers à double hélice en contre rotation et la lubrification des coques par bulles d'air, ou la réduction de la vitesse des navires ainsi que l'établissement d'un programme de surveillance, étaient d'une efficacité au mieux très incertaine et n'étaient pas suffisamment fiables.²³⁷ Monsieur Trépanier, résume les constats du MPO de la façon suivante dans sa déclaration produite à l'appui de ce contre-mémoire :

En somme, le MPO a évalué que le béluga et le rorqual bleu, inscrits à l'annexe 1 de la LEP comme espèces en voie de disparition, et le rorqual commun, inscrit à l'annexe 1 de la LEP comme espèce préoccupante, présentaient des probabilités plus élevées d'être affectés par le projet, plus particulièrement par le transport maritime qui y est associé. Le promoteur n'avait pas identifié de façon adéquate et complète les effets nocifs du projet sur la population de béluga de l'ESL. L'interprétation des résultats et l'identification des effets nocifs auraient dû refléter

²³³ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 35-36. ↩

²³⁴ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 36. ↩

²³⁵ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 37-38. ↩

²³⁶ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 44-45. ↩

²³⁷ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 41-43. ↩

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le statut précaire de la population de bélugas, l'importance de l'habitat essentiel traversé par les navires dans le Saguenay et la menace représentée par les niveaux existants de bruit anthropique. Nous avons évalué au MPO qu'aucune des mesures d'atténuation proposées ne permettait avec suffisamment de certitude de réduire les effets nocifs du bruit de la navigation sur les mammifères marins.²³⁸

167. À la lumière de ces constats, et en tenant compte du principe de précaution consacré par la loi²³⁹ ainsi que des objectifs des plans d'action et des programmes de rétablissement des mammifères marins en péril dans l'ESL, l'Agence a conclu à l'existence d'effets négatifs importants pour les mammifères marins, y compris les bélugas.²⁴⁰

168. L'Agence a également conclu que le projet est susceptible de causer des répercussions préjudiciables de gravité élevée sur les droits des Premières Nations innues en lien avec les effets négatifs importants que pourrait avoir le projet sur le béluga, une espèce en péril et d'une grande importance culturelle pour les Premières Nations. L'Agence s'est dite incapable d'établir des mesures d'accommodement qui réduiraient de façon satisfaisante la gravité des répercussions sur les droits ancestraux des Premières Nations innues.²⁴¹

169. L'Agence a publié la version provisoire de son rapport d'évaluation environnementale le 22 septembre 2021. Elle a publié un avis le même jour invitant le public et les peuples autochtones à commenter le rapport.²⁴² GNL Québec a transmis ses commentaires le 22 octobre 2021.

170. L'Agence a par la suite achevé son rapport final d'évaluation en novembre 2021 en tenant compte des commentaires qu'elle avait reçus.²⁴³ Le rapport final maintient les mêmes conclusions que celles contenues dans le rapport provisoire.

²³⁸ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 45. ↩

²³⁹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 129; CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), Article 4(2); CD-0006-FRA, Loi sur les espèces en péril, L.C. 2002, c. 29, préambule. ↩

²⁴⁰ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 129-133; TH-003-FRA, Note de service au ministre : Projet Énergie Saguenay - Décision sur l'importance des effets et renvoi possible au gouverneur en conseil, 9 décembre 2021, p. 3. ↩

²⁴¹ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 226; TH-003-FRA, Note de service au ministre : Projet Énergie Saguenay - Décision sur l'importance des effets et renvoi possible au gouverneur en conseil, 9 décembre 2021, p. 4. ↩

²⁴² RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 92. ↩

²⁴³ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 97 ↩

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f) Le gouverneur en conseil refuse d'autoriser le projet Énergie Saguenay

171. À la lecture du rapport d'évaluation environnementale, et sur la recommandation de l'Agence,²⁴⁴ le ministre de l'Environnement a décidé que le projet Énergie Saguenay était susceptible d'entraîner des effets environnementaux négatifs importants et a référé le projet au gouverneur en conseil afin que celui-ci décide si les effets négatifs du projet pouvaient néanmoins être justifiés dans les circonstances. Le gouverneur en conseil a alors décidé que ces effets environnementaux négatifs importants n'étaient pas justifiables, mettant ainsi fin au processus d'évaluation environnementale fédéral.²⁴⁵

4. La collaboration Canada-Québec lors de l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay

172. Dès la réception de la description du projet Énergie Saguenay, l'Agence et le MELCC ont communiqué entre eux afin de confirmer l'assujettissement du projet à une évaluation environnementale.²⁴⁶ Bien qu'aucune décision n'ait été prise quant à la tenue d'une évaluation conjointe, Madame Bélanger, qui était alors la gestionnaire de projet à l'Agence, confirme que les représentants de l'Agence et du MELCC «ont communiqué tout au long de leur processus respectif afin de partager de l'information ».²⁴⁷ Son homologue au MELCC, Monsieur Michel Duquette, confirme lui aussi que « les deux ordres de gouvernement ont coopéré tout au long de l'évaluation environnementale, conformément à ce que prévoit l'entente, par le biais d'échanges de renseignements et d'expertises. »²⁴⁸ Les deux évaluations environnementales ne se sont donc pas déroulées dans des silos entièrement hermétiques, même si elles ont été menées de manière indépendante l'une de l'autre. Il convient de remarquer que comme le souligne l'expert du Canada, Me Yergeau, peu d'évaluations environnementales fédérales et québécoises ont fait l'objet d'une évaluation conjointe : « L'auteur estime à moins de 10% des projets qui étaient de nature à enclencher à la fois le processus provincial et le processus fédéral d'évaluation environnementale

²⁴⁴ TH-003-FRA, Note de service au ministre : Projet Énergie Saguenay - Décision sur l'importance des effets et renvoi possible au gouverneur en conseil, 9 décembre 2021, p. 6. ↩

²⁴⁵ R-0008-FRA, ministre de l'Environnement, Déclaration de décision, 7 février 2022. ↩

²⁴⁶ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 36 ↩

²⁴⁷ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 34, 37 ↩

²⁴⁸ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 42. ↩

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ont fait l'objet d'une audience publique et d'un rapport conjoint. »²⁴⁹. Le fait que les évaluations environnementales du projet Énergie Saguenay n'aient pas été effectuées conjointement n'a donc rien d'exceptionnel.

5. L'évaluation conjointe Canada-Québec du projet Gazoduq

a) La description de projet de Gazoduq

173. Gazoduq Inc. a déposé un avis de projet au MELCC au mois de novembre 2018²⁵⁰ et à l'Agence en octobre 2019.²⁵¹ Tel que nous l'avons vu, le promoteur proposait la construction et l'exploitation d'un gazoduc d'environ 780 km de long entre le nord-est de l'Ontario et le complexe de liquéfaction projeté à Saguenay. Ce gazoduc aurait relié le réseau de transport de gaz naturel de TC Energy dans le nord-est de l'Ontario au projet Énergie Saguenay. Le projet proposait également trois stations de compression le long du tracé et d'autres éléments d'infrastructures y afférents. L'objectif principal du projet était de fournir une source de gaz naturel à l'installation Énergie Saguenay proposée par la compagnie liée GNL Québec, où il serait converti en GNL et exporté vers les marchés internationaux. Tel que l'explique Monsieur Bergeron, « si le Projet Gazoduq avait vu le jour, avec une longueur totale d'environ 780 km (dont environ 700 km en territoire québécois), traversant les portions occidentale et centrale du Québec méridional, il aurait été le plus grand gazoduc construit au Québec, en termes de longueur et de volume de gaz transporté. »²⁵²

174. L'initiateur s'étant volontairement assujetti à la PÉEIE, le MELCC a émis une directive ministérielle en décembre 2018 et il a recueilli les observations et enjeux soulevés par le public. Ce document de 272 pages a été transmis à Gazoduq en février 2019 et il fait état de très nombreux enjeux incluant des enjeux liés à la protection des milieux humides et hydriques, la lutte aux changements climatiques, l'enjeu autochtone et l'acceptabilité sociale.²⁵³

²⁴⁹ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 372. ↩

²⁵⁰ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 74; RWS-3, Witness Statement-Jean-François Bergeron-Counter-Memorial on the Merits-FRA, 12 July 2024 (“RWS-3, Bergeron-FRA"), ¶ 18. ↩

²⁵¹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 259; GB-0054-FRA, Projet Gazoduq – Description initiale de projet présentée à l'Agence d'évaluation d'impact du Canada, octobre 2019. ↩

²⁵² RWS-3, Bergeron-FRA, ¶ 33. ↩

²⁵³ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 74; MD-0033-FRA, Ministère de l'Environnement, de la Lutte contre les changements climatiques, de la Faune et des Parcs, Observation et enjeux soulevés par le public, 7 février 2019, (Doc PR2.3). ↩

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175. De son côté, l'Agence a entrepris une évaluation d'impact le 22 janvier 2020 parce qu'elle a déterminé que le projet, tel que soumis, était susceptible d'entraîner des effets négatifs relevant de compétence fédérale.²⁵⁴ Elle a ensuite tenu des consultations publiques sur la version provisoire des lignes directrices devant permettre à Gazoduq de réaliser une étude d'impact. Selon Madame Bélanger, « la plupart des participants locaux à ces rencontres ont exprimé une opinion de méfiance ou d'objection au projet, révélant une opinion publique divisée sur le projet. »²⁵⁵

176. Tant l'évaluation fédérale que l'évaluation québécoise auraient fait face à des défis importants en raison de la complexité des enjeux qu'un tel projet aurait soulevés. Monsieur Bergeron du ministère des Ressources naturelles et des Forêts du Québec (ci-après « MRNF ») explique dans sa déclaration que le tracé du projet Gazoduq aurait traversé une variété importante de milieux physiques et biologiques et que le projet aurait très certainement suscité plusieurs préoccupations de la part du public.²⁵⁶ L'évaluation québécoise du projet Gazoduq lui paraissait « longue et complexe ».²⁵⁷ Monsieur Duquette du MELCC abonde dans le même sens et souligne « qu'il s'agissait d'une évaluation environnementale de très grande envergure » et qu'elle « aurait potentiellement été aussi complexe, voire plus complexe que celle d’Énergie Saguenay ».²⁵⁸

177. En ce qui a trait à l'évaluation environnementale fédérale, Monsieur O'Gorman est d'avis que « this project would have faced a challenging and lengthy federal review process with an uncertain outcome » et que « [g]iven the range and importance of the issues raised by the Gazoduq project [...] there was a real possibility that the project might have been rejected. »²⁵⁹

b) L'harmonisation de l'évaluation environnementale québécoise et fédérale

178. Le 10 juin 2020, les gouvernements du Canada et du Québec ont conclu une entente de collaboration afin de coordonner leurs procédures d'évaluation environnementale et d'impact.

²⁵⁴ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 162; GB-0058-FRA, Projet Gazoduq - Avis de décision d'évaluation d'impact assortie de motifs, 22 janvier 2020. ↩

²⁵⁵ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 163. ↩

²⁵⁶ RWS-3, Bergeron-FRA, ¶¶ 34-35. ↩

²⁵⁷ RWS-3, Bergeron-FRA, ¶ 39 ↩

²⁵⁸ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 75 ↩

²⁵⁹ RER-4, O'Gorman-ENG, ¶ 195. ↩

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Cette entente prévoyait, entre autres, qu'une commission du BAPE et la commission d'examen fédérale tiendraient conjointement des audiences publiques mais que ces entités demeureraient par ailleurs « indépendantes, autonomes et distinctes. »²⁶⁰

c) La demanderesse abandonne le projet Gazoduq

179. Les évaluations environnementales du projet Gazoduq n'ont jamais abouti, Gazoduq inc. les ayant abandonnées. En effet, l'initiateur n'a donné aucune suite aux exigences relatives à l'étude d'impact qu'il devait réaliser. Monsieur Bergeron explique qu'il n'y a eu aucune communication avec les représentants de l'initiateur depuis le 10 mars 2020 et qu'il considérait le projet inactif.²⁶¹ Quant à l'évaluation fédérale, Madame Bélanger explique que l'Agence a transmis des lettres de rappel à Gazoduq inc. afin que le promoteur transmette à l'Agence l'étude d'impact et les informations nécessaires pour effectuer l'évaluation environnementale du projet. Ces lettres sont restées sans réponses et l'Agence a par conséquent mis fin à l'évaluation environnementale fédérale le 18 juillet 2023.²⁶²

G. La demanderesse tente sans succès de ressusciter les projets à la suite du conflit en Ukraine

180. À la suite de l'invasion russe de l'Ukraine en février 2022, les dirigeants de GNL Québec ont tenté de convaincre les gouvernements du Canada et du Québec d'autoriser les projets en raison de l'intérêt exprimé par des pays européens à diversifier leurs sources d'approvisionnement de GNL et ce, malgré le fait que les projets avaient été récemment refusés.²⁶³

181. Monsieur Koskinen explique dans sa déclaration avoir discuté avec Monsieur Illich de la possibilité que le projet Énergie Saguenay fasse l'objet l'une nouvelle évaluation à la suite des évènements nouveaux liés à la guerre en Ukraine. Son ouverture à discuter de cette possibilité s'explique par le fait que « la guerre en Ukraine faisait naître des considérations de sécurité

²⁶⁰ CD-00144-FRA, Entente de collaboration entre le gouvernement du Canada et le gouvernement du Québec concernant la coordination des procédures d'évaluation environnementale et d'impact relatives au projet Gazoduq, juin 2020 articles 7.5, 7.6. ↩

²⁶¹ RWS-3, Bergeron-FRA, ¶ 51. ↩

²⁶² RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 162; GB-0066-FRA. ↩

²⁶³ RWS-6, Witness Statement-Chris Evans-Counter-Memorial on the Merits-ENG, 06 July 2024 (« RWS-6, Evans-ENG »), ¶¶ 22, 23; RWS-8, Koskinen-FRA, ¶ 48; CWS-Illich, ¶ 247 ↩

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nationale et de géopolitique mondiale qui auraient peut-être pu justifier une relance du projet, s'il s'était avéré que le gaz naturel liquéfié était nécessaire pour que le Canada puisse offrir un soutien à ses alliés. ». Monsieur Evans était sensiblement du même avis.²⁶⁴ Or, les besoins de diversification des alliés européens du Canada étant urgents, et les délais inhérents à la mise sur pied d'une nouvelle infrastructure d'exportation de GNL liquéfié étant très longs, ces discussions exploratoires se sont rapidement estompées.²⁶⁵

IV. LA PRÉSENTE AFFAIRE NE RESSORTIT PAS À LA COMPÉTENCE DU TRIBUNAL

A. Résumé de la position du Canada

182. Le Canada s'oppose à la compétence du Tribunal dans la présente affaire étant donné que l'annexe 14-C de l'ACEUM, qu'invoque la demanderesse pour tenter d'établir le consentement du Canada, ne lui permet pas de soumettre à l'arbitrage une plainte portant sur des faits générateurs de responsabilité postérieurs au 30 juin 2020. Selon l'annexe 14-C, les Parties à l'ACEUM ne consentent à la soumission d'une plainte à l'arbitrage selon le mécanisme prévu à la section B de l'ALÉNA que lorsqu'il y est allégué un manquement à certaines obligations de l'ALÉNA, notamment celles de la partie A du chapitre 11. Pour pouvoir alléguer qu'il y a eu un manquement à une obligation de l'ALÉNA, il faut d'abord que l'obligation en question soit en vigueur au moment des manquements allégués. La demanderesse ne peut pas alléguer la violation d'une obligation qui n'existe pas et qui n'est donc pas susceptible d'être violée par une Partie à l'ALÉNA.

183. L'ALÉNA s'est éteint le 30 juin 2020²⁶⁶ sans qu'aucun instrument ne prolonge l'application des obligations de la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA. Conformément à l'article 70 de la Convention de Vienne sur le droit des traités (ci-après, « CVDT »), l'extinction de l'ALÉNA a entraîné la libération du Canada, des États-Unis et du Mexique de leur obligation de

²⁶⁴ RWS-6, Evans-ENG, ¶¶ 29-30. ↩

²⁶⁵ RWS-8, Koskinen-FRA, ¶¶ 51-52. ↩

²⁶⁶ RL-0062-FRA, Protocole visant à remplacer l'Accord de libre-échange Nord-Américain par l'Accord entre le Canada, les États-Unis d'Amérique et les États-Unis Mexicains, 30 novembre 2018, ¶ 1 : « 1. Dès l'entrée en vigueur du présent protocole, l'ACEUM, ci-joint en annexe, remplace l'ALENA, sous réserve des dispositions établies dans l'ACEUM qui renvoient aux dispositions de l'ALENA. » ↩

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continuer à exécuter le traité²⁶⁷. De même, en vertu des Articles sur la responsabilité de l'État pour fait internationalement illicite de la Commission de droit international, le fait de l'État ne peut pas violer une obligation internationale à moins que l'État ne soit lié par cette obligation au moment où le fait se produit.²⁶⁸ Ce principe bien établi d'intertemporalité des obligations a été reconnu à maintes reprises par les tribunaux d'investissement.²⁶⁹

184. Le cœur du différend entre les parties porte sur les décisions du gouvernement du Canada et du Québec de refuser d'autoriser le projet Énergie Saguenay. La demanderesse ne réclame d'ailleurs aucun dommage qui soit indépendant de ces refus.²⁷⁰ Ces décisions ont été prises le 21 juillet 2021 pour ce qui est de la décision du Québec et le 7 février 2022 pour ce qui est de la décision du gouvernement fédéral.²⁷¹ Elles sont donc postérieures à l'extinction de l'ALÉNA survenue le 30 juin 2020. Dès lors, ces décisions ne peuvent pas constituer des manquements aux obligations des articles 1102, 1103, 1105 et 1110 de l'ALÉNA comme l'allègue la demanderesse, car le Canada n'était alors plus lié par ces obligations.

²⁶⁷ RL-0063-FRA, Convention de Vienne sur le droit des traités, 1969, article 70 : « 1. À moins que le traité n'en dispose ou que les parties n'en conviennent autrement, le fait qu'un traité a pris fin en vertu de ses dispositions ou conformément à la présente Convention : a) Libère les parties de l'obligation de continuer d'exécuter le traité [...] ». ↩

²⁶⁸ RL-0064-ENG, Articles sur la responsabilité de l'État pour fait internationalement illicite et commentaires y relatifs, 2001, article 13. ↩

²⁶⁹ RL-0065-ENG, OOO Manolium Processing c. République du Bélarus (Affaire CPA No. 2018-06), Sentence finale, 22 juin 2021, ¶ 269: « The prohibition of retroactivity implies that the legality of a Member State's actions under the EEU Treaty can only be assessed if the Treaty was in force at the time the act was performed. This principle – which is considered "well established" and supported by State practice – is also reflected in Art. 13 of the International Law Commission's Articles on Responsibility of States for Internationally Wrongful Acts of 2001 » ; CL-0041-ENG, Mesa Power Group LLC c. Canada (CNUDCI Affaire CPA No. 2012-17), Sentence, 24 mars 2016, ¶ 325: « State conduct cannot be governed by rules that are not applicable when the conduct occurs »; RL-0066-ENG, Jan de Nul N.V. and Dredging International N.V. c. Égypte (Affaire CIRDI No. ARB/04/13) Sentence, 6 novembre 2008, ¶ 133: « The rule that acts are governed by contemporaneous law is also reflected in Article 13 of the ILC Articles on State Responsibility ("ILC Articles"), which rules out responsibility for an act in violation of an obligation not in effect at the time of the performance of the act ». ↩

²⁷⁰ En ce qui a trait à la décision d'assujetir l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay à deux évaluations environnementales voir : Réplique à la réponse de la demanderesse quant à la demande de bifurcation du Canada, 26 février 2024, ¶ 89 (« The Claimant's position is that it first acquired knowledge that the Respondent's 2015-2016 decisions to subject the GNLQ Project to two EAs breached the NAFTA, thus causing damages to the Claimant only after: (i) the Québec Government's refusal of the GNLQ Project dated 21 July 2021; (ii) its simultaneous decision that the Gazoduq Project "died” together with GNLQ; and (iii) the Decision Statement of the Federal Government refusing to authorise the GNLQ Project dated 7 February 2022 ». ↩

²⁷¹ Claimant's Request for Arbitration, 17 February 2023, ¶ 162. ↩

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185. Puisqu'aucune des décisions contestées ne peut constituer un manquement aux obligations imposées par l'ALÉNA, la demanderesse ne peut soumettre d'allégations s'y rapportant. Elle échoue donc à rencontrer l'un des critères du consentement du Canada à l'arbitrage contenu au paragraphe 1 de l'annexe 14-C de l'ACEUM, exigeant qu'il soit allégué dans la plainte « qu'il y a eu manquement à une obligation prévue [...] à la section A du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994 ». Par conséquent, les réclamations de la demanderesse ne sont pas couvertes par le consentement du Canada à l'arbitrage prévu à l'annexe 14-C.

186. Les États-Unis ont soumis une objection identique à la compétence du tribunal dans l'affaire TC Energy c. États-Unis, laquelle a été très récemment accueillie par le tribunal le 12 juillet 2024, comme l'indiquent le statut « conclu» de cette affaire et le fait que la décision du tribunal a été rendue sous la forme d'une sentence²⁷². Les arguments qui ont menés le tribunal dans cette affaire à rejeter la plainte de TC Energy s'appliquent tout autant au différend dont est saisi le Tribunal et la plainte de la demanderesse devrait être rejetée elle aussi pour les mêmes motifs.

187. Les seules mesures en cause dans le présent différend qui seraient survenues avant l'extinction de l'ALÉNA sont la décision des gouvernements du Québec et du Canada de tenir deux évaluations environnementales du projet Énergie Saguenay plutôt qu'une seule évaluation coopérative fédérale-provinciale et la soi-disant divulgation à la presse par le gouvernement du Québec du retrait d'un investisseur du projet Énergie Saguenay. Aucune des réclamations relatives à ces mesures ne peut être soumise à l'arbitrage en raison de l'absence de consentement du Canada.

188. La tenue de deux évaluations environnementales du projet Énergie Saguenay, l'une fédérale et l'autre, provinciale, ne peut pas faire l'objet d'une réclamation puisque la demanderesse a échoué à se conformer au délai de prescription de l'article 1117(2) de l'ALÉNA, inclus à l'annexe 14-C en tant que condition au consentement du Canada. Une telle réclamation n'est donc pas couverte par le consentement du Canada à l'arbitrage. Le Canada réfère à ce sujet à ses

²⁷² R-0033-ENG, ICSID, Case details – TC Energy Corporation and TransCanada Pipelines Limited v. United States of America, 12 juillet 2024; R-0034-ENG, IA Reporter, «Breaking: Keystone XL Arbitration Concludes Amid Tribunal's Review of USA's Bifurcated Jurisdictional Objection », 13 juillet 2024. ↩

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représentations dans sa demande de bifurcation du 5 janvier 2024²⁷³ et sa réplique du 26 février 2024 à la réponse de la demanderesse.²⁷⁴

189. La prétendue fuite de renseignements à la presse du retrait d'un investisseur du projet Énergie Saguenay ne peut pas non plus faire l'objet d'une réclamation, car la demanderesse n'a pas inclus ce point contesté ni les faits sur lesquels repose cette plainte dans son avis d'intention du 19 octobre 2022 conformément à l'article 1119 de l'ALÉNA, incorporé à l'annexe 14-C en tant que condition au consentement du Canada. Le Canada renvoie le Tribunal à ses représentations dans sa demande de bifurcation du 5 janvier 2024²⁷⁵ et sa réplique du 26 février 2024 à la réponse de la demanderesse.²⁷⁶

190. Puisque les réclamations de la demanderesse ne se conforment pas aux exigences du consentement du Canada au titre de l'annexe 14-C de l'ACEUM et de la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA, le Tribunal n'a pas compétence pour entendre le présent différend.

191. Même si le Tribunal en venait à la conclusion que la plainte de la demanderesse a été valablement soumise en vertu des dispositions de l'annexe 14-C de l'ACEUM, le Tribunal se doit quand même de décliner compétence étant donné que le différend n'est pas en relation directe avec un investissement aux termes de l'article 25 de la Convention CIRDI. En ce qui a trait à cette objection à la compétence, le Canada renvoi le Tribunal aux arguments déjà soumis dans sa demande de bifurcation du 5 janvier 2024 et sa réplique du 26 février 2024²⁷⁷

²⁷³ Demande de bifurcation du Canada, 5 janvier 2024, ¶¶ 49-64. ↩

²⁷⁴ Réplique à la réponse de la demanderesse quant à la demande de bifurcation du Canada, 26 février 2024, ¶¶ 47-61. ↩

²⁷⁵ Demande de bifurcation du Canada, 5 janvier 2024, ¶¶ 65-70. ↩

²⁷⁶ Réplique à la réponse de la demanderesse quant à la demande de bifurcation du Canada, 26 février 2024, ¶¶ 62-82. ↩

²⁷⁷ Demande de bifurcation du Canada, 5 janvier 2024, ¶¶ 17-48; Réplique à la réponse de la demanderesse quant à la demande de bifurcation du Canada, 26 février 2024, ¶¶ 9-46. ↩

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B. La présente affaire ne ressortit pas à la compétence du Tribunal en vertu de l'annexe 14-C de l'ACEUM

1. La demanderesse a échoué à démontrer le consentement exprès, clair et non équivoque du Canada à l'arbitrage de sa plainte

192. Le consentement est la pierre angulaire de la compétence d'un tribunal international, il en est une condition essentielle²⁷⁸. La compétence du Tribunal à entendre le présent différend n'est établie que si le Canada et la demanderesse ont consenti à le lui soumettre²⁷⁹. Le consentement du Canada à l'arbitrage doit être clairement exprimé et non équivoque²⁸⁰.

193. Le fardeau d'établir le consentement du Canada à l'arbitrage dans la présente affaire repose sur la demanderesse²⁸¹. Puisque la demanderesse a échoué à se décharger de ce fardeau, le Tribunal n'a pas compétence pour entendre ses réclamations.

²⁷⁸ RL-0032-ENG, Gramercy Funds Management LLC and Gramercy Peru Holdings LLC c. Pérou (Affaire CIRDI No. UNCT/18/2) Sentence finale, 6 décembre 2022, ¶ 145 « Consent is the cornerstone of jurisdiction »; RL-0034-ENG, Southern Pacific Properties (Middle East) Limited c. Égypte (Affaire CIRDI No. ARB/84/3) Décision sur la compétence, 14 avril 1988, ¶ 62: «Thus, the consent of the Parties to the jurisdiction of the Centre is an indispensable prerequisite to the competence of any ICSID tribunal. »; RL-0036-ENG, Casinos Austria International GMBH c. Argentine (Affaire CIRDI No. ARB/14/32) Décision sur la compétence, 29 juin 2018, ¶ 271 « In dispute settlement proceedings under public international law, consent is the cornerstone of, and conditio sine qua non for, the jurisdiction of an international court or tribunal. » ↩

²⁷⁹ RL-0044-ENG, Eureko B.V. c. la Slovaquie (CNUDCI, Affaire CPA No. 2008-13), Décision sur la compétence, l'arbitrabilité et la suspension, 26 octobre 2010, ¶ 220 : « It is important to bear in mind, as a paramount factor relating to jurisdiction, that the Tribunal is established by, and derives its powers (if any) from, the consent of the Parties. » ↩

²⁸⁰ RL-0067-FRA, Menzies Middle East and Africa S.A. et Aviation Handling Services International Ltd. c. République du Sénégal (Affaire CIRDI No. ARB/15/21) Sentence, 5 août 2016, ¶ 130: « Or, selon le droit international en général, et selon l'arbitrage d'investissement en particulier, un État souverain ne peut pas être assujetti à une juridiction internationale sans son consentement clairement exprimé et non-équivoque. Cette exigence découle du respect de la souveraineté des États et du principe qu'en matière de droit international, le consentement des États à l'arbitrage est l'exception, et non pas la règle. » ↩

²⁸¹ RL-0068-ENG, ICS Inspection & Control Services Ltd. c. Argentine (Affaire PCA No. 2010-09) Sentence sur la compétence, 10 février 2012 (« ICS – Sentence sur la competence »), ¶ 280: « The burden of proof for the issue of consent falls squarely on a given claimant who invokes it against a given respondent. Where a claimant fails to prove consent with sufficient certainty, jurisdiction will be declined. »; RL-0069-ENG, Sergei Pugachev c. Russie (CNUDCI) Sentence sur la compétence, 18 juin 2020, ¶ 248 (noting that « [i]t is an accepted principle of international law that the claimant in an arbitration bears the legal burden of showing that the tribunal has jurisdiction to consider its claim »; RL-0070-ENG, Hydro S.r.l. et autres c. République d'Albanie (Affaire CIRDI No. ARB/15/28) Sentence, 24 avril 2019, ¶ 470: « The Respondent is right to point out that too expansive a construction is not to be given to consent, following the decision in Tulip Real Estate, and the burden lies with the Claimants to show that the Tribunal has jurisdiction. »; RL-0071-ENG, Lighthouse Corporation Pty Ltd and Lighthouse Corporation Ltd, IBC c. République démocratique de Timor-Leste (Affaire CIRDI No. ARB/15/2) Sentence, 22 décembre 2017, ¶ 148: « Further, the burden of proving the existence of consent is on the Claimants, as they are the ones asserting jurisdiction. » ↩

[Page 72]

VERSION PUBLIQUE

194. Dans son mémoire, la demanderesse allègue que chacune des conditions du consentement du Canada requis en vertu de l'article 1122 de l'ALÉNA²⁸² et de l'annexe 14-C de l'ACEUM²⁸³ sont remplies. Bien que la demanderesse reconnaisse que l'ALÉNA se soit éteint le 30 juin 2020²⁸⁴, elle considère que cette extinction était sujette aux dispositions de l'ACEUM qui maintiendraient en vigueur certaines dispositions de l'ALÉNA pour une période définie²⁸⁵, lui permettant ainsi de soumettre à l'arbitrage sa plainte portant sur des manquements allégués à la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA survenus après l'extinction du traité.

195. L'argument de la demanderesse est sans fondement. La question que doit trancher le Tribunal est celle de savoir si l'annexe 14-C de l'ACEUM, telle qu'interprétée selon les règles coutumières d'interprétation des traités, prolonge l'application des obligations de la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA au-delà de l'extinction du traité, de sorte que le consentement du Canada au titre de l'annexe 14-C s'étende à des plaintes alléguant des manquements postérieurs à l'extinction de l'ALÉNA. Comme l'a noté le tribunal dans l'affaire ICS c. Argentine, « [c]onsent to the jurisdiction of a judicial or quasi-judicial body under international law is either proven or not according to the general rules of international law governing the interpretation of treaties. »²⁸⁶

196. L'interprétation de la demanderesse est non seulement contraire aux termes de l'annexe 14 C, mais elle est également intenable en regard du contexte de ces termes et de l'objet et du but de l'ACEUM. Dans le présent mémoire, le Canada démontre qu'une interprétation de bonne foi suivant le sens ordinaire des termes de l'annexe 14-C de l'ACEUM, pris dans leur contexte et à la lumière de l'objet et du but de l'ACEUM confirme que l'annexe 14-C ne prolonge pas l'application des obligations de fond de l'ALÉNA relatives à l'investissement.

²⁸² Claimant's Memorial on Jurisdiction and the Merits, 21 November 2023 (“Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG"), ¶¶ 368-373. ↩

²⁸³ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 374-378. ↩

²⁸⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 365: « The NAFTA entered into force in 1994 and was terminated on 1 July 2020 upon the entry into force of the USMCA and its Protocol. » ↩

²⁸⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 365. ↩

²⁸⁶ RL-0068-ENG, ICS – Sentence sur la compétence, ¶ 280. ↩

[Page 73]

VERSION PUBLIQUE

197. Par conséquent, le consentement du Canada à l'arbitrage contenu à l'annexe 14-C ne couvre pas les plaintes, comme celle de la demanderesse, qui concernent un manquement allégué relatif à des évènements survenus après l'extinction de l'ALÉNA.

2. Le Canada a cessé d'être lié par les obligations de l'ALÉNA à l'entrée en vigueur de l'ACEUM

198. Les Parties s'accordent sur le fait que l'ALÉNA a pris fin le 30 juin 2020, conformément au Protocole visant à remplacer l'Accord de libre-échange nord-américain par l'Accord entre le Canada, les États-Unis d'Amérique et les États-Unis Mexicains (ci-après « Protocole de l'ACEUM »)²⁸⁷. Ainsi, l'extinction de l'ALÉNA a libéré le Canada de l'obligation d'exécuter le traité, incluant les obligations prévues à la section A du chapitre 11. Suivant le principe d'intertemporalité des traités, les seuls faits de l'État pouvant constituer un manquement à l'ALÉNA sont ceux survenus au moment où les Parties étaient liées par les obligations de l'ALÉNA, c'est-à-dire entre le 1er juillet 1994 et le 30 juin 2020. Il en est autrement des faits de l'État survenus postérieurement au 30 juin 2020, car les Parties à l'ALÉNA n'étaient alors plus liées par de telles obligations.

3. L'annexe 14-C de l'ACEUM ne prolonge pas l'application des obligations de la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA aux mesures des Parties à l'ACEUM

199. L'article 31 de la CVDT établit qu'« [u]n traité doit être interprété de bonne foi suivant le sens ordinaire à attribuer aux termes du traité dans leur contexte et à la lumière de son objet et de son but ». Comme l'a expliqué la Commission de droit international dans son commentaire sur cet article, il repose sur « [...] l'idée que le texte du traité doit être présumé constituer l'expression authentique de l'intention des parties et que l'interprétation a pour objet d'élucider le sens du texte et non pas d'étudier ab initio les intentions supposées des parties. »²⁸⁸

²⁸⁷ RL-0062-FRA, Protocole visant à remplacer l'Accord de libre-échange nord-américain par l'Accord entre le Canada, les États-Unis d'Amérique et les États-Unis Mexicains, ¶ 1 : « 1. Dès l'entrée en vigueur du présent protocole, l'ACEUM, ci-joint en annexe, remplace l'ALENA, sous réserve des dispositions établies dans l'ACEUM qui renvoient aux dispositions de l'ALENA. » ↩

²⁸⁸ RL-0074-FRA, Commission de droit international, Projet d'articles sur le droit des traités, Annuaire de la Commission du droit international, 1966, vol. II., p. 243. ↩

[Page 74]

VERSION PUBLIQUE

200. Un examen attentif du sens ordinaire à attribuer aux termes de l'annexe 14-C de l'ACEUM dans leur contexte et à la lumière du but et de l'objet de l'ACEUM révèle que cette annexe établit le consentement des Parties à l'ACEUM à l'arbitrage de plaintes relatives à des manquements survenus avant l'extinction de l'ALÉNA, sans toutefois prolonger l'application des obligations de fond de l'ALÉNA aux mesures postérieures à l'extinction de l'ALÉNA.

a) L'annexe 14-C ne contient pas d'accord à prolonger l'application des obligations de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA, selon le sens ordinaire de ses termes

201. L'annexe 14-C prévoit ce qui suit, en partie :

Plaintes en instance et plaintes concernant un investissement antérieur

1. Chacune des Parties consent, relativement à un investissement antérieur, à ce qu'une plainte soit soumise à l'arbitrage conformément à la section B du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994 et de la présente annexe, dans les cas où il est allégué qu'il y a eu manquement à une obligation prévue :

1. à la section A du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994;
2. au paragraphe 2 de l'article 1503 (Entreprises d'État) de l'ALÉNA de 1994;
3. au sous-paragraphe 3a) de l'article 1502 (Monopoles et entreprises d'État) de l'ALÉNA de 1994 si le monopole a agi de manière incompatible avec les obligations de la Partie au titre de la section A du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994.^{20, 21}

Note de bas de page 20 : Il est entendu que les dispositions pertinentes du chapitre 2 (Définitions générales), chapitre 11 (section A) (Investissement), chapitre 14 (Services financiers), chapitre 15 (Politique de concurrence, monopoles et entreprises d'État), chapitre 17 (Propriété intellectuelle) et chapitre 21 (Exceptions), ainsi que des annexes I à VII (Réserves et exceptions aux chapitres Investissement, Commerce transfrontières des services et Services financiers) de l'ALÉNA de 1994 s'appliquent à l'égard d'une plainte de cette nature.

Note de bas de page 21: Le Mexique et les États-Unis n'accordent pas leur consentement aux termes du paragraphe 1 dans le cas où l'investisseur de l'autre Partie peut soumettre une plainte à l'arbitrage conformément au paragraphe 2 de l'annexe 14-E (Différends en matière d'investissement entre le Mexique et les États-Unis concernant les marchés publics visés).

2. Le consentement prévu au paragraphe 1 et le dépôt d'une plainte à l'arbitrage conformément à la section B du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994 et à la présente annexe satisfont aux exigences :

[Page 75]

VERSION PUBLIQUE

a) d'un consentement écrit des parties au différend, aux termes du chapitre II de la Convention du CIRDI (Compétence du Centre) et du Règlement du mécanisme supplémentaire du CIRDI;

b) d'une « convention écrite » aux termes de l'article II de la Convention de New York;

c) d'un « accord » aux termes de l'article premier de la Convention interaméricaine.

3. Le consentement donné par une Partie aux termes du paragraphe 1 expire trois ans après l'extinction de l'ALÉNA de 1994.

4. Il est entendu qu'une procédure d'arbitrage engagée à la suite du dépôt d'une plainte en vertu du paragraphe 1 peut se poursuivre jusqu'à sa conclusion conformément à la section B du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994, que l'expiration du consentement prévue au paragraphe 3 ne modifie en rien la compétence du tribunal saisi d'une telle plainte, et que l'article 1136 (Irrévocabilité et exécution d'une sentence) de l'ALÉNA de 1994 (à l'exclusion du paragraphe 5) s'applique à toute sentence rendue par le tribunal. [...]

202. L'annexe 14-C ne contient nulle part un accord des Parties à prolonger l'application des obligations de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA au-delà de l'extinction du traité. Sa fonction est d'établir les conditions auxquelles les Parties à l'ACEUM consentent à qu'une plainte soit soumise ou entendue par un tribunal d'arbitrage conformément au mécanisme prévu à la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA et ce, malgré l'extinction de l'ALÉNA.

203. Le premier paragraphe de l'annexe 14-C établit les conditions du consentement des Parties à l'ACEUM pour qu'une plainte puisse être soumise à l'arbitrage conformément au mécanisme prévu à la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA. Il contient trois conditions : la plainte doit être (1) relative à un investissement antérieur, (2) soumise à l'arbitrage conformément à la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA et de l'annexe 14-C, et (3) il doit y être allégué qu'il y a eu manquement à une obligation prévue à la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA, au paragraphe 2 de l'article 1503 de l'ALÉNA ou à l'alinéa 3)a) de l'article 1502 de l'ALÉNA²⁸⁹.

204. Les termes clés de la troisième condition sont « où il est allégué qu'il y a eu manquement à une obligation prévue à la section A du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994 ». Les

²⁸⁹ La demanderesse reconnaît que le paragraphe 1 contient ces trois conditions. Voir Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 376, 388. ↩

[Page 76]

articles 12 et 13 des Articles sur la responsabilité de l'État pour fait internationalement illicite et l'article 70 de CVDT permettent d'établir le sens des termes « manquement à une obligation » dans le contexte de l'annexe 14-C²⁹⁰. Les articles 12 et 13 énoncent ce qui suit :

Article 12

Existence d'une violation d'une obligation internationale

Il y a violation d'une obligation internationale par un État lorsqu'un fait dudit État n'est pas conforme à ce qui est requis de lui en vertu de cette obligation, quelle que soit l'origine ou la nature de celle-ci.

Article 13

Obligation internationale en vigueur à l'égard de l'État

Le fait de l'État ne constitue pas une violation d'une obligation internationale à moins que l'État ne soit lié par ladite obligation au moment où le fait se produit.²⁹¹

205. L'article 70 de la CVDT énonce ce qui suit :

Article 70

Conséquences de l'extinction d'un traité

1. À moins que le traité n'en dispose ou que les parties n'en conviennent autrement, le fait qu'un traité a pris fin en vertu de ses dispositions ou conformément à la présente Convention :

a) Libère les parties de l'obligation de continuer d'exécuter le traité;

b) Ne porte atteinte à aucun droit, aucune obligation, ni aucune situation juridique des parties, créés par l'exécution du traité avant qu'il ait pris fin.

206. Puisque l'extinction de l'ALÉNA a libéré le Canada de l'obligation d'exécuter ce traité, et suivant le principe d'intertemporalité reflété à l'article 70 de la CVDT, les seuls faits de l'État qui puissent constituer « un manquement à une obligation prévue à la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA » sont ceux survenus avant l'extinction de l'ALÉNA le 30 juin 2020.

²⁹⁰ La CVDT établit à l'article 31.3 qu' « il sera tenu compte, en même temps que du contexte, [...] c) de toute règle pertinente de droit international applicable dans les relations entre les Parties. » ↩

²⁹¹ RL-0064-FRA, Articles sur la responsabilité de l'État pour fait internationalement illicite et commentaires y relatifs, 2001, article 113. ↩

[Page 77]

207. Le deuxième paragraphe de l'annexe 14-C énonce que le consentement prévu au paragraphe 1 satisfait aux exigences du consentement requis en vertu des mécanismes d'arbitrage permis au chapitre 11 de l'ALÉNA. Le troisième paragraphe prévoit que le consentement prévu au paragraphe 1 expire trois ans après l'extinction de l'ALÉNA. Le quatrième paragraphe précise qu'une procédure d'arbitrage engagée en vertu du paragraphe 1 peut se poursuivre jusqu'à sa conclusion, sans que l'expiration du consentement prévue au paragraphe 3 ne modifie la compétence du tribunal.

208. Les références au paragraphe 1 dans les trois paragraphes suivants ne concernent que le consentement et l'engagement d'une procédure d'arbitrage, ce qui confirme que l'objet de l'annexe 14-C est le consentement à l'arbitrage et non la prolongation des obligations de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA.

209. Le cinquième paragraphe s'applique quant à lui aux procédures d'arbitrage déjà débutées sous l'ALÉNA. Il précise qu'une procédure d'arbitrage engagée en vertu de la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA peut se poursuivre jusqu'à sa conclusion, sans que l'extinction de l'ALÉNA n'affecte la compétence du tribunal. Le sixième paragraphe contient les définitions applicables à l'annexe 14-C.

210. Selon ce qui précède, les termes de l'annexe 14-C ne contiennent nulle part un accord des Parties à étendre l'application des obligations de la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA à l'égard des mesures prises par les Parties à l'ACEUM à partir du 1er juillet 2020. L'annexe 14-C établit uniquement les conditions auxquelles les Parties à l'ACEUM consentent à ce que des procédures d'arbitrage soient engagées ou puissent se poursuivre selon le mécanisme de règlement des différends (ci-après « RDIE ») de l'ALÉNA, malgré l'extinction de ce traité.

(i) La note de bas de page 20 de l'annexe 14-C ne contient
pas d'accord à prolonger l'application des obligations
de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA

211. Dans son mémoire, la demanderesse prétend que la note de bas de page 20 de l'annexe 14-C prolonge les obligations de fond de la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA pendant toute la

[Page 78]

période des mesures contestées dans le présent différend²⁹². Elle conclut erronément que puisque la note de bas de page 20 énonce que les dispositions pertinentes de certains chapitres de l'ALÉNA, dont la section A du chapitre 11, « s'appliquent à l'égard d'une plainte » déposée en vertu du paragraphe 1 de l'annexe 14-C, cela signifie nécessairement que les dispositions de la section A s'appliquent aux mesures prises par les Parties à l'ACEUM durant les trois ans suivant l'extinction de l'ALÉNA. Cette interprétation est erronée.

212. Le texte de la note de bas de page 20 est clair. Il prévoit que les dispositions pertinentes des chapitres y étant énumérés « s'appliquent à l'égard d'une plainte de cette nature », c'est-à-dire d'une plainte déposée conformément au paragraphe 1 de l'annexe 14-C. Il ne prévoit pas que les dispositions pertinentes s'appliquent « aux mesures adoptées ou maintenues par une Partie » après l'extinction de l'ALÉNA.

213. Non seulement l'interprétation de la demanderesse ne trouve aucun fondement dans les termes employés à la note de bas de page 20, mais elle est le résultat d'un raisonnement circulaire. La note de bas de page 20 énonce que certaines dispositions de l'ALÉNA s’« appliquent à l'égard d'une plainte de cette nature », c'est-à-dire une plainte déposée conformément au paragraphe 1 de l'annexe 14-C. Pour constituer une « plainte de cette nature », la plainte doit répondre aux trois conditions du paragraphe 1, dont celle de contenir une allégation de manquement aux obligations énumérées de l'ALÉNA. Si la plainte n'allègue pas un manquement à une des obligations énumérées, ou ne peut l'alléguer puisque les obligations en question sont éteintes, alors il ne s'agit pas d'une « plainte de cette nature » et la note de bas de page 20 ne s'y applique pas. Selon son raisonnement circulaire, la demanderesse contourne cette condition du paragraphe 1, conclut à tort que sa plainte constitue « une plainte de cette nature », et s'appuie ensuite sur la note de bas de page 20 – non applicable à sa plainte – pour justifier que sa plainte répond à la condition du paragraphe 1 qu'elle avait préalablement contournée. Ce faisant, son interprétation souffre d'un vice logique et n'est pas crédible.

214. La fonction de la note de bas de page 20 est de préciser qu'une plainte engagée conformément au paragraphe 1 de l'annexe 14-C concernant un manquement allégué survenu avant l'extinction de l'ALÉNA soit jugée selon les dispositions applicables à l'époque du

²⁹² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 389-390. ↩

[Page 79]

manquement allégué, c'est-à-dire celles de l'ALÉNA et ce, même si ces dispositions sont éteintes au moment où procède l'arbitrage. Cette note de bas de page reflète simplement le principe d'intertemporalité des traités selon lequel « [...] un fait juridique doit être apprécié à la lumière du droit de l'époque et non pas à celle du droit en vigueur au moment où surgit ou doit être réglé un différend relatif à ce fait. »²⁹³ Ainsi, cette note de bas de page réfute l'interprétation de la demanderesse et confirme celle du Canada.

(ii) La note de bas de page 21 de l'annexe 14-C ne contient
pas d'accord à prolonger l'application des obligations
de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA

215. La demanderesse prétend que la seule implication logique et nécessaire de la note de bas de page 21 est que les dispositions de la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA s'appliquent de manière concurrente à celles du chapitre 14 de l'ACEUM jusqu'au 1er juillet 2023 quant aux plaintes relatives à un investissement antérieur, et que les investisseurs sont éligibles à la protection au titre de ces deux régimes.²⁹⁴

216. Par contre, le texte de la note de bas de page 21 est clair. Il ne contient pas d'accord des Parties à l'ACEUM à prolonger les obligations de la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA pour une période de trois ans suivant l'extinction du traité. La note de bas de page 21 prévoit seulement que les États-Unis et le Mexique n'accordent pas le consentement visé au paragraphe 1 de l'annexe 14-C dans le cas où l'investisseur de l'autre Partie peut soumettre une plainte à l'arbitrage conformément au paragraphe 2 de l'annexe 14-E. Selon les termes employés à la note de bas de page 20, l'exception au consentement du Mexique et des États-Unis s'applique lorsqu'un même investisseur est éligible à soumettre une plainte en vertu des mécanismes de l'annexe 14-C et de l'annexe 14-E, et non lorsque que la plainte concerne la même combinaison d'investissements, de mesures et de dommages.

217. La note de bas de page 21 vise les situations où un investisseur américain ou mexicain désirant se prévaloir du recours de l'annexe 14-C en déposant une plainte à l'égard d'un

²⁹³ RL-0064-FRA, Articles sur la responsabilité de l'État pour fait internationalement illicite et commentaires y relatifs, 2001, article 113. ↩

²⁹⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 392. ↩

[Page 80]

manquement à l'ALÉNA survenu avant le 1er juillet 2020 remplit également les conditions pour pouvoir déposer une plainte conformément à l'annexe 14-E.

218. À la lecture de l'annexe 14-E, ces conditions sont (1) que l'État défendeur soit partie à un autre accord de commerce ou d'investissement incluant un mécanisme RDIE²⁹⁵, (2) que l'investisseur ou son entreprise soit partie à un contrat gouvernemental visé²⁹⁶ ou exerce sur le territoire de l'État défendeur des activités dans le même secteur visé qu'une entreprise du défendeur possédée ou contrôlée directeur par l'État et qui est également partie à un contrat gouvernemental visé²⁹⁷, (3) que l'investisseur puisse alléguer un manquement au chapitre 14 de l'ACEUM²⁹⁸ et (4) que l'investisseur ou son entreprise ait subi une perte ou un dommage en raison ou par suite de ce manquement²⁹⁹.

219. Cette note de bas de page n'implique aucunement qu'il y ait un chevauchement temporel entre l'application de la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA et celle du chapitre 14 de l'ACEUM pendant les trois ans suivant l'extinction de l'ALÉNA. La condition 3 énoncée au paragraphe précédent pourrait être remplie si, par exemple, les faits relatés par l'investisseur dans une plainte déposée au titre de l'annexe 14-C indiquent que celui-ci puisse alléguer un manquement au chapitre 14 de l'ACEUM en plus d'un manquement au chapitre 11 de l'ALÉNA. Cette situation pourrait se produire dans le cas d'une mesure continue, adoptée avant le 1er juillet 2020 puis maintenue à partir de cette date, qui constituerait consécutivement un manquement à l'ALÉNA (à partir du 1er juillet 2020) puis un manquement à l'ACEUM (après le 1er juillet 2020). Ce serait le

²⁹⁵ ACEUM, Annexe 14-C, ¶¶ 2(a)i)(B) et 2(b)i)(B): « le défendeur est partie à un autre accord international sur le commerce ou l'investissement qui permet aux investisseurs d'engager des procédures de règlement des différends afin de régler un différend en matière d'investissement les opposant à un gouvernement ». ↩

²⁹⁶ ACEUM, Annexe 14-C, ¶¶ 2(a)i)(a)(1): « (A) le demandeur, selon le cas : (1) est partie à un contrat gouvernemental visé » et ¶ 2(b)i)(A)(1) : « (A) l'entreprise, selon le cas : (1) est partie à un contrat gouvernemental visé ». ↩

²⁹⁷ ACEUM, Annexe 14-C, ¶¶ 2(a)i)(a)(2): « (A) le demandeur, selon le cas : (2) exerce sur le territoire du défendeur des activités dans le même secteur visé qu'une entreprise du défendeur qui est possédée ou contrôlée directement ou indirectement par le demandeur et qui est partie à un contrat gouvernemental visé » et ¶ 2(b)i)(A)(2) : « (A) le demandeur, selon le cas : (3) exerce sur le territoire du défendeur des activités dans le même secteur visé qu'une entreprise du défendeur qui est possédée ou contrôlée directement ou indirectement par le demandeur et qui est partie à un contrat gouvernemental visé ». ↩

²⁹⁸ ACEUM, Annexe 14-C, ¶ 2(a)i) et (b)i): « le demandeur peut soumettre à l'arbitrage [...] une plainte alléguant [...] que le défendeur a manqué à une obligation prévue par le présent chapitre ». ↩

²⁹⁹ ACEUM, Annexe 14-C, ¶ 2(a)ii): « d'autre part, que le demandeur a subi une perte ou un dommage en raison ou par suite de ce manquement »; 2(b)ii) : « d'autre part, que l'entreprise a subi une perte ou un dommage en raison ou par suite de ce manquement ». ↩

[Page 81]

cas, par exemple, d'un investisseur qui alléguerait que le non-respect continu d'un contrat gouvernement visé, débutant avant le 1er juillet 2020 mais se terminant après le 1er juillet 2020, constitue un manquement à la norme minimale de traitement, une obligation prévue à la fois à l'article 1105 de l'ALÉNA et à l'article 14.6 de l'ACEUM.

220. Ainsi, contrairement à ce que prétend la demanderesse, l'application continue des protections de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA pendant les trois années suivant l'expiration du traité n'est pas la « only logical and necessary implication of footnote 21 ». La note de bas de page 21 a un effet utile sans qu'il soit nécessaire de prolonger l'application des dispositions de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA au-delà de l'extinction du traité.

b) Le contexte de l'annexe 14-C confirme que l'annexe 14-C ne
prolonge pas l'application des obligations de fond du chapitre
11 de l'ALÉNA

221. Le contexte de l'annexe 14-C confirme le sens ordinaire des termes y étant contenus, c'est-à-dire que l'annexe 14-C prolonge le consentement des Parties à l'ACEUM à l'arbitrage de plaintes selon le mécanisme de RDIE de l'ALÉNA, mais ne prolonge pas l'application des obligations de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA aux mesures prises par ces Parties après l'extinction de ce traité.

(i) La section B du chapitre 11 de l'ALÉNA soutient
l'interprétation du Canada

222. Au paragraphe 1 de l'annexe 14-C, les Parties à l'ACEUM conditionnent leur consentement à l'arbitrage, entre autres, au respect des exigences prévues à la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA quant au dépôt d'une plainte³⁰⁰. Le paragraphe 2 de l'annexe 14-C réitère cette condition en précisant que seule la combinaison du consentement au paragraphe 1 et du dépôt d'une plainte à l'arbitrage conformément à la section B du chapitre 11 satisfait aux exigences du consentement selon les mécanismes d'arbitrage énumérés. Puisque l'annexe 14-C renvoie aux dispositions de la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA relatives à la soumission d'une plainte à l'arbitrage, celles-ci constituent un contexte pertinent pour interpréter les termes de l'annexe.

³⁰⁰ ACEUM, annexe 14-C, ¶ 1: « Chacune des Parties consent, relativement à un investissement antérieur, à ce qu'une plainte soit soumise à l'arbitrage conformément à la section B du chapitre 11 (Investissement) de l’ALÉNA de 1994 et de la présente annexe, dans les cas où il est allégué qu'il y a eu manquement à une obligation prévue [...] » ↩

[Page 82]

223. La section B du chapitre 11 s'intitule « Règlement des différends entre une Partie et un investisseur d'une autre Partie ». Elle contient plusieurs articles énonçant les exigences relatives au dépôt d'une plainte, dont les articles 1116 (Plainte déposée par un investisseur d'une Partie en son nom propre), 1117 (Plainte déposée par un investisseur d'une Partie au nom d'une entreprise), Article 1119 (Notification de l'intention de soumettre une plainte à l'arbitrage), 1120 (Soumission d'une plainte à l'arbitrage), 1121 (Conditions préalables à la soumission d'une plainte à l'arbitrage) et 1122 (Consentement à l'arbitrage). Les termes employés au paragraphe 1 de l'annexe 14-C sont semblables et cohérents avec ceux des articles 1116, 1117 et 1122, comme illustré dans le tableau comparatif suivant.

[Page 83]

224. La ressemblance frappante entre les termes employés à l'annexe 14-C, d'une part, et aux articles 1116, 1117 et 1122 de l'ALÉNA, d'autre part, reflète la fonction similaire que remplissent les deux ensembles de dispositions, soit celle d'une clause compromissoire (arbitration clause) portant sur le règlement des différends, et non d'un accord des Parties à prolonger l'application des dispositions de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA.

225. Il est bien reconnu dans la pratique arbitrale sous l'ALÉNA que les articles 1116, 1117 et 1122 de l'ALÉNA font partie de la clause compromissoire par laquelle les Parties à l'ALÉNA établissent les conditions de leur consentement à ce qu'une plainte relative au manquement à certaines dispositions de l'ALÉNA puisse être soumise à l'arbitrage et entendue par un tribunal compétent. Il est également reconnu que les articles 1116 et 1117 sont clairement distincts des obligations de fond y étant énumérées et pouvant donner lieu à un manquement.

226. Dans l'affaire Westmoreland, le tribunal a statué que « [t]he relevant Treaty provisions which establish the scope of the arbitration clause under NAFTA Chapter Eleven include Articles 1101, 1116 and 1117 and a disputing investor must satisfy each of these provisions to have

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jurisdiction to commence an arbitration. »³⁰¹ Dans l'affaire Merrill & Ring, le tribunal a qualifié les articles 1101 (Portée et champ d'application) et 1116 comme faisant partie de la clause compromissoire (arbitration clause) en regard de laquelle l'amendement demandé par la partie demanderesse devait être examiné, en application des règles de la CNUDCI³⁰². Pareillement, dans l'affaire Methanex, le tribunal a énoncé que la « arbitration clause » en regard de laquelle devait être tranchée la demande d'amendement de la réclamation de la partie demanderesse était la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA³⁰³.

227. Dans l'affaire UPS, le tribunal a clairement distingué la fonction de l'article 1116, qui est d'établir la compétence d'un tribunal à régler le différend investisseur État, de celle des dispositions de fond auxquelles il est fait référence dans cet article :

Certainly, Canada is correct in stating that the extent of substantive obligation is one thing; the extent of jurisdiction quite another. Jurisdiction is conferred by article 1116(1)(b) and is subject to its terms. Article 1116 concerning investor-State disputes, like the similar article 1117, states the extent of what the Parties have agreed to in respect of claims being submitted to arbitration against each of them by an investor of another Party. [...]

There is no conflict between article 1116(1) and chapter 15, in particular articles 1501 and 1502(3)(d). Rather it is article 1116 that establishes investor-State jurisdiction – a matter with which those substantive provisions of chapter 15 are not concerned – and confers it in para (1)(b) by reference to article 1502(3)(a) and section A of chapter 11. Whatever the contours of article 1116(1)(b), this is the provision that confers jurisdiction. Substantive terms elsewhere in the Agreement do not contradict the grant of jurisdiction even if they provide obligations broader than the scope of investor-State dispute resolution.³⁰⁴

³⁰¹ RL-0075-ENG, Westmoreland Mining Holdings LLC c. Canada (Affaire CIRDI No. UNCT/20/3) Sentence finale, 31 janvier 2022, ¶ 110. (nos soulignements) ↩

³⁰² RL-0076-ENG, Merrill & Ring Forestry L. P. c. Canada (Affaire CIRDI No. UNCT/07/1) Décision sur la requête pour ajouter une nouvelle Partie, 31 janvier 2008, ¶ 19 : « The Tribunal must accordingly begin by examining whether the amendment requested by the Claimant's Motion to add a new party is compatible with the scope of the arbitration clause, i.e., do the impugned measures relate to Georgia Basin (Article 1101), and are there credible allegations that it has been damaged by reason of alleged breaches of Section A (Article 1116). » ↩

³⁰³ CL-0031-ENG, Methanex Corporation c. États-Unis (CNUDCI) Sentence finale, 3 août 2005, Part II - Chapter F - Page 9, ¶ 21. ↩

³⁰⁴ RL-0077-ENG, United Parcel Service of America Inc. c. Canada (Affaire CIRDI No. UNCT/02/1) Sentence sur la compétence, 22 novembre 2002, ¶¶ 60 et 62. ↩

[Page 85]

228. Les tribunaux d'arbitrage ALÉNA, les Parties à l'ALÉNA et les commentateurs ont interprété les articles 1116 et 1117 de l'ALÉNA comme limitant les plaintes permises à celles émanant d'un fait de l'État survenu alors que les obligations énumérées à ces dispositions étaient en vigueur, définissant ainsi les contours de la compétence rationae temporis du tribunal.

229. Par exemple, dans l'affaire Feldman, le tribunal a déterminé que des réclamations fondées sur des mesures alléguées prises par le Mexique entre 1992 et le 31 décembre 1993 – c'est-à-dire avant l'entrée en vigueur de l'ALÉNA – ne relevaient pas de sa compétence :

Since NAFTA, and a particular part of NAFTA at that, delivers the only normative framework within which the Tribunal may exercise its jurisdictional authority, the scope of application of NAFTA in terms of time defines also the jurisdiction of the Tribunal ratione temporis. Given that NAFTA came into force on January 1, 1994, no obligations adopted under NAFTA existed, and the Tribunal's jurisdiction does not extend, before that date. [...] Accordingly, this Tribunal may not deal with acts or omissions that occurred before January 1, 1994.³⁰⁵

230. Les Parties à l'ALÉNA ont soutenu la même position quant à la portée temporelle des manquements pouvant faire l'objet d'une plainte soumise conformément à la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA.

231. Dans l'affaire Feldman, le Canada a soutenu ce qui suit : « [I]nvestors are limited as to the claims they may bring. They may bring only claims arising from a breach of NAFTA. [...] A measure may only potentially violate NAFTA if the measure is effective or continues to be effective on or after the NAFTA entered into force, January 1, 1994. »³⁰⁶

232. Dans l'affaire Bayview, le Mexique a défendu une position similaire : « [A]lleged acts or omissions of Mexico that occurred before the entry into force of the NAFTA on 1 January 1994 are beyond the Tribunal's jurisdiction ratione temporis. »³⁰⁷

³⁰⁵ CL-0247-ENG, Marvin Roy Feldman Karpa c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/99/1) Décision intérimaire sur les questions préliminaires de compétence, ¶ 62. ↩

³⁰⁶ R-0035-ENG, Marvin Roy Feldman Karpa c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/99/1) Observations du Gouvernement du Canada, 6 octobre 2000, ¶ 18. ↩

³⁰⁷ R-0036-ENG, Bayview Irrigation District c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/05/1) Mémoire du Mexique sur la compétence, 19 avril 2006, note de bas de page 90 au ¶ 120. ↩

[Page 86]

233. Les États-Unis ont exprimé leur accord avec la décision dans l'affaire Feldman selon laquelle le tribunal n'est pas compétent pour entendre les réclamations émanant d'actes ou d'omissions survenues avant l'entrée en vigueur de l'ALÉNA : « [A]s the Feldman tribunal correctly found, because no Party was bound by an obligation under the NAFTA prior to January 1, 1994, acts or omissions that took place prior to that date cannot constitute breaches of the NAFTA. »³⁰⁸

234. Les commentateurs sont également du même avis. Dans leur traité sur le chapitre 11 de l'ALÉNA, Meg Kinnear, Andrea Bjorklund and John Hannaford ont noté: « In Feldman v. Mexico, the tribunal made clear that the 'scope of application of NAFTA in terms of time' defined the jurisdiction of the tribunal ratione temporis. It held that no obligations adopted under NAFTA existed before January 1, 1994, and thus its jurisdiction did not extend before that date. »³⁰⁹

235. De même, le professeur Christoph Schreuer a reconnu dans son commentaire sur la Convention du CIRDI que la portée temporelle des obligations de fond à l'égard desquelles un manquement peut être allégué définit la compétence ratione temporis d'un tribunal constitué pour entendre une plainte émanant d'un tel manquement :

A clause in a treaty or in legislation providing for consent may be broad and refer to investment disputes in general terms. Or it may be restricted to disputes concerning alleged violations of the document containing the consent. If consent to arbitration contained in a treaty is limited to violations of that treaty, the date of the treaty's entry into force is also necessarily the date from which acts and events are covered by consent to jurisdiction. For instance, under the NAFTA and under the ECT the scope of the consent to arbitration is limited to claims arising from alleged breaches of the respective treaties. In that case the entry into force of the substantive law also determines the tribunal's jurisdiction ratione temporis since the tribunal may only hear claims for violation of that law.³¹⁰[nous soulignons]

236. Selon ce qui précède, il n'y a aucun doute que la fonction de la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA, en particulier les articles 1116, 1117 et 1122, était d'établir les conditions auxquelles

³⁰⁸ R-0039-ENG, Mondev International Ltd. c. États-Unis (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/99/2) Contre-mémoire des États-Unis sur la compétence et la responsabilité, 1 juin 2001, p. 21. ↩

³⁰⁹ RL-0078-ENG, Meg Kinnear et al., Investment Disputes under NAFTA: An Annotated Guide to NAFTA Chapter 11, Article 1116 – Claim by an Investor of a Party on its Own Behalf, (2006) [Extrait], p. 1116-28. ↩

³¹⁰ RL-0079-ENG, Christoph Schreuer, et. al., The ICSID Convention: A Commentary (Cambridge University Press, 2009) [Extrait], p. 229, ¶ 510. ↩

[Page 87]

les Parties à l'ALÉNA consentaient à l'arbitrage de plaintes, déterminant par la même occasion les limites de la compétence du tribunal établi pour entendre ces plaintes. Il ne fait également aucun doute que la compétence ratione temporis d'un tel tribunal était délimitée par la portée temporelle des obligations pouvant être sujettes à un manquement donnant lieu à une réclamation soumise à l'arbitrage.

237. En se fondant sur la manière dont les articles 1116, 1117 et 1122 de l'ALÉNA ont été interprétés, et tenant compte du fait que leurs termes ont été repris en large partie à l'annexe 14-C, ce contexte pertinent indique clairement que l'annexe 14-C de l'ACEUM limite également le consentement des Parties à l'ACEUM aux plaintes alléguant un manquement aux dispositions pertinentes de l'ALÉNA survenu alors que l'ALÉNA était encore en vigueur.

238. En somme, le contexte fourni par la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA confirme l'interprétation du Canada de l'annexe 14-C de l'ACEUM.

(ii) Le Protocole de l'ACEUM soutient l'interprétation du
Canada

239. Selon l'alinéa 2.a) de l'article 31 de la CVDT, le contexte d'un traité comprend notamment tout accord ayant rapport au traité et qui est intervenu entre toutes les parties à l'occasion de la conclusion du traité. Puisque le Protocole de l'ACEUM est intervenu entre les Parties à l'ACEUM pour prévoir la transition de l'ALÉNA à l'ACEUM, il fait partie du contexte de l'ACEUM et est pertinent pour interpréter les termes de l'annexe 14-C.

240. Le Protocole énonce, au premier paragraphe :

1. Dès l'entrée en vigueur du présent protocole, l'ACEUM, ci-joint en annexe, remplace l'ALENA, sous réserve des dispositions établies dans l'ACEUM qui renvoient aux dispositions de l'ALENA.

241. L'interprétation du Canada de l'annexe 14-C, voulant que celle-ci ne prolonge pas les obligations de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA au-delà de l'extinction du traité, s'accorde parfaitement avec cette volonté des Parties à l'ACEUM de remplacer l'ALÉNA par l'ACEUM à l'entrée en vigueur du Protocole.

[Page 88]

242. En revanche, l'interprétation de la demanderesse va à l'encontre de cette volonté, puisqu'elle implique le maintien en vigueur de nombreuses dispositions de l'ALÉNA pour une période de trois ans suivant l'extinction du traité.

243. Semblant ignorer à la fois le titre (Protocole visant à remplacer l'Accord de libre-échange nord-américain par l'Accord entre le Canada, les États-Unis d'Amérique et les États-Unis Mexicains) et la première moitié du premier paragraphe du Protocole (« l'ACEUM [...] remplace l'ALÉNA »), la demanderesse isole la deuxième moitié du paragraphe et y décode apparemment une clause crépusculaire ayant pour effet de maintenir en vigueur toutes les dispositions de l'ALÉNA auxquelles renvoient les dispositions de l'ACEUM. Elle affirme dans son mémoire qu'en vertu du premier paragraphe in fine du Protocole de l'ACEUM, les obligations de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA s'appliquent nonobstant l'extinction de l'ALÉNA³¹¹.

244. L'interprétation de la demanderesse détourne le sens ordinaire des termes du premier paragraphe du Protocole de l'ACEUM. Le sens ordinaire des termes « sous réserve » est « sans qu'il ne soit porté atteinte à, sans restriction à »³¹². Ainsi, le sens ordinaire du paragraphe 1 du Protocole de l'ACEUM est que l'ACEUM remplace l'ALÉNA sans qu'il ne soit porté atteinte aux dispositions de l'ACEUM qui renvoient aux dispositions de l'ALÉNA. Une telle disposition n'implique aucunement une prolongation des obligations de fond du chapitre 11 l'ALÉNA au-delà de l'extinction de ce traité.

245. Le chapitre 14 contient plusieurs exemples des renvois visés par le paragraphe 1 in fine du Protocole de l'ACEUM, notamment aux paragraphes 4, 5 et 6 de l'annexe 14-C.

4. Il est entendu qu'une procédure d'arbitrage engagée à la suite du dépôt d'une plainte en vertu du paragraphe 1 peut se poursuivre jusqu'à sa conclusion conformément à la section B du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994, que l'expiration du consentement prévue au paragraphe 3 ne modifie en rien la compétence du tribunal saisi d'une telle plainte, et que l'article 1136 (Irrévocabilité et exécution d'une sentence) de l'ALÉNA de 1994 (à l'exclusion du paragraphe 5) s'applique à toute sentence rendue par le tribunal.

5. Il est entendu qu'une procédure d'arbitrage engagée à la suite du dépôt d'une plainte en vertu de la section B du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de

³¹¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 388. ↩

³¹² R-0040-FRA, Grand dictionnaire terminologique, 2022, « Sous réserve de ». ↩

[Page 89]

1994 pendant que l'ALÉNA de 1994 est en vigueur peut se poursuivre jusqu'à sa conclusion conformément à la section B du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994. L'extinction de l'ALÉNA de 1994 ne modifie en rien la compétence du tribunal saisi d'une telle plainte, et l'article 1136 (Irrévocabilité et exécution d'une sentence) de l'ALÉNA de 1994 (à l'exclusion du paragraphe 5) s'applique à toute sentence rendue par le tribunal.

6. Pour l'application de la présente annexe :

[...]

b) « investissement », « investisseur » et « tribunal » ont le sens qui leur est attribué au Chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994;

246. La fonction de ces renvois est d'assurer le bon fonctionnement du mécanisme RDIE de l'ALÉNA pour les plaintes en instance et les plaintes admissibles relatives à des investissements antérieurs jusqu'au terme de la procédure d'arbitrage s'y rapportant. En précisant au premier paragraphe du Protocole de l'ACEUM que le remplacement de l'ALÉNA par l'ACEUM ne portera pas atteinte à de tels renvois contenus dans les dispositions de l'ACEUM, les Parties ont simplement cherché à préserver le caractère opérationnel de ces dispositions, malgré l'extinction de l'ALÉNA.

247. Si les Parties à l'ALÉNA avaient eu l'intention de maintenir en vigueur toutes les dispositions de la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA pendant une période de trois ans suivant l'extinction du traité, elles l'auraient fait explicitement avec une formulation spécifique à cet effet, comme elles ont l'habitude de le faire dans d'autres traités.

248. Les dispositions crépusculaires qu'elles emploient dans leurs modèles de traité bilatéral d'investissement (ci-après « TBI ») ou d'accord sur la promotion et la protection des investissements étrangers (ci-après « APIE ») illustrent les termes que les Parties à l'ACEUM ont l'habitude d'utiliser pour refléter leur intention d'étendre dans le temps les protections relatives à l'investissement.

[Page 90]

³¹³ RL-0080-FRA, Modèle d'Accord du Canada concernant la promotion et la protection des investissements, 2021. ↩

³¹⁴ RL-0081-FRA, Modèle d'Accord du Canada concernant la promotion et la protection des investissements, 28 janvier 2014. ↩

³¹⁵ RL-0082-ENG, United States, Model BIT, 2012. ↩

³¹⁶ RL-0083-ENG, United States, Model BIT, 2004. ↩

³¹⁷ RL-0084-ENG, Mexican Model of Investment Promotion and Protection Agreement, December 2008. ↩

[Page 91]

249. Les dispositions crépusculaires énumérées ci-haut se distinguent de l'annexe 14-C, que la demanderesse semble lire comme une disposition de la même nature. Ces dispositions établissent clairement l'exception à l'extinction du traité. Elles énoncent que les protections relatives à l'investissement « demeurent en vigueur » ou précisent l'objet de ces protections sujettes à une prolongation : « apply to covered investments », « shall continue to be effective [...] with respect to investments ». Aucune de ces formulations ne se retrouve dans l'annexe 14-C ou dans le premier paragraphe du Protocole de l'ACEUM que la demanderesse identifie comme contenant un accord des Parties à l'ACEUM pour continuer à appliquer les obligations de fond de l'ALÉNA au-delà de son extinction.

c) L'objet et le but de l'ACÉUM confirment que l'annexe 14-C ne
prolonge pas l'application des obligations de fond du chapitre
11 de l'ALÉNA

(i) Le préambule de l'ACEUM soutient l'interprétation du
Canada

250. Le préambule de l'ACEUM prévoit notamment ce qui suit :

Le Gouvernement des États-Unis d'Amérique, le Gouvernement des États-Unis mexicains et le Gouvernement du Canada (collectivement dénommés « les Parties »), ayant résolu :

[...]

DE REMPLACER l'Accord de libre-échange nord-américain de 1994 par un nouvel accord de grande qualité adapté au XXIème siècle pour soutenir des échanges commerciaux mutuellement avantageux qui conduiront à des marchés plus libres et équitables et à une croissance économique vigoureuse dans la région;

[...]

D'ÉTABLIR un cadre juridique et commercial clair, transparent et prévisible propice à la planification d'entreprise, qui favorise la poursuite de l'expansion du commerce et de l'investissement;

251. L'interprétation du Canada de l'annexe 14-C est en adéquation avec ces deux objectifs du préambule de l'ACEUM.

[Page 92]

(ii) L'interprétation du Canada concorde avec l'objectif de
remplacer l'ALÉNA par l'ACEUM

252. L'interprétation du Canada reconnaît pleinement que l'ACEUM remplace l'ALÉNA. En ne prolongeant que le consentement des Parties à l'arbitrage – et non l'application des obligations de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA – l'annexe 14-C de l'ACEUM établit une démarcation claire entre les obligations de fond s'appliquant aux mesures des Parties prises avant l'extinction de l'ALÉNA, et celles s'appliquant aux mesures prises après son extinction.

253. L'interprétation de la demanderesse, au contraire, porte atteinte à cet objectif. La demanderesse prétend que les obligations de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA s'appliquent aux mesures des Parties à l'ACEUM pendant trois ans suivant l'extinction de l'ALÉNA par le truchement de la note de bas de page 20 du chapitre 14 de l'ACEUM et le paragraphe 1 du Protocole de l'ACEUM, qui maintiendraient en vigueur toutes les dispositions de l'ALÉNA auxquelles il est fait référence dans l'ACEUM³¹⁸.

254. Or, la note de bas de page 20 ne réfère pas qu'à la section A du chapitre 11 de l'ALÉNA, elle réfère également aux chapitres 2 (Définitions générales), 14 (Services financiers), 15 (Politique de concurrence, monopoles et entreprises d'État), 17 (Propriété intellectuelle) et 21 (Exceptions), ainsi qu'aux annexes I à VII (Réserves et exceptions aux chapitres Investissement, Commerce transfrontières des services et Services financiers). Par conséquent, l'interprétation de la demanderesse implique que l'ACEUM ne remplace pas l'ALÉNA, mais s'y superpose pour une période de trois ans, donnant lieu à un chevauchement d'obligations différentes et potentiellement conflictuelles entre les mêmes Parties en matière d'investissement, de services financiers, de concurrence, monopoles et entreprises d'État et de propriété intellectuelle. Un tel résultat est irréconciliable avec la volonté des Parties de remplacer l'ALÉNA par l'ACEUM.

(a) L'interprétation du Canada concorde avec l'objectif
d'établir un cadre juridique et commercial clair,
transparent et prévisible

255. L'interprétation du Canada, qui s'appuie sur les termes de l'annexe 14-C, est conforme à la volonté des Parties d'établir un cadre juridique et commercial clair, transparent et prévisible.

³¹⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 376, 388. ↩

[Page 93]

Elle implique une démarcation claire entre la période d'application des obligations de l'ALÉNA, d'une part, et celles de l'ACEUM, d'autre part.

256. L'interprétation de la demanderesse, en revanche, va à l'encontre de cet objectif. Une interprétation qui ignore le sens ordinaire des termes de l'annexe 14-C et fabrique une soi-disant volonté des Parties à prolonger l'application de l'ALÉNA sur la base d'une lecture erronée de deux notes de bas de page et du Protocole de l'ACEUM ne cadre pas avec la volonté des Parties à l'ACEUM d'établir un cadre juridique et commercial clair, transparent et prévisible.

d) L'article 34.1 de l'ACEUM soutient l'interprétation du
Canada

257. Le premier paragraphe de l'article 34.1 de l'ACEUM (Disposition transitoire de l'ALÉNA de 1994) prévoit ce qui suit :

1. Les Parties reconnaissent l'importance d'une transition harmonieuse de l'ALÉNA de 1994 au présent accord.

258. L'interprétation de l'annexe 14-C proposée par le Canada est conforme à cet objectif des Parties à l'ACEUM. L'annexe 14-C offre aux investisseurs l'occasion de se prévaloir du mécanisme RDIE de l'ALÉNA pendant une période de trois ans suivant l'extinction de ce traité pour soumettre des réclamations émanant de mesures prises par une Partie alors que l'ALÉNA était toujours en vigueur, c'est-à-dire jusqu'au 30 juin 2020. L'annexe 14-C donne donc aux investisseurs qui auraient subi des dommages par la suite d'un manquement à l'ALÉNA survenu avant le 1er juillet 2020 le temps nécessaire pour évaluer l'opportunité de présenter un recours en vertu du mécanisme RDIE de l'ALÉNA, préparer leur avis d'intention et éventuellement soumettre leur plainte. Elle permet à des investisseurs de se prévaloir du mécanisme de RDIE de l'ALÉNA même pour des plaintes relatives à des manquements qui seraient survenus aussi tard que la veille de l'extinction de l'ALÉNA. En offrant aux investisseurs une période de trois ans pour faire valoir les protections qui leur étaient accordées en vertu du chapitre 11 de l'ALÉNA, l'annexe 14-C met en œuvre l'objectif d'établir une transition harmonieuse de l'ALÉNA à l'ACEUM.

259. L'interprétation de la demanderesse, au contraire, mène à un résultat irréconciliable avec l'objectif d'une transition harmonieuse entre les deux accords. Cette incompatibilité est évidente

[Page 94]

à la lumière d'un examen du fonctionnement des dispositions de l'annexe 14-C quant aux plaintes relatives à des investissements antérieurs.

260. Rappelons qu'à la fois les exigences de l'annexe 14-C et celles de la section B de l'ALÉNA s'appliquent à l'égard des plaintes déposées en vertu du paragraphe 1 de l'annexe 14-C de l'ACEUM³¹⁹. Plusieurs de ces exigences sont de nature temporelle, dont l'article 1120 de l'ALÉNA et le paragraphe 3 de l'annexe 14-C de l'ACEUM. L'article 1120 de l'ALÉNA prévoit qu'un investisseur ne peut soumettre une plainte à l'arbitrage que si au moins six mois se sont écoulés depuis les évènements donnant lieu à la plainte³²⁰. Le paragraphe 3 de l'annexe 14-C de l'ACEUM énonce que le consentement des Parties de l'ACEUM à l'arbitrage au titre de la section B du chapitre 11 de l'ALÉNA expire trois ans après l'extinction de l'ALÉNA, c'est-à-dire le 30 juin 2023.

261. En tenant compte de ces deux exigences temporelles, l'interprétation de la demanderesse donne lieu à une interruption abrupte et non transparente du mécanisme de RDIE de l'ALÉNA, aux antipodes de la transition harmonieuse souhaitée par les Parties à l'ACEUM. Selon la thèse de la demanderesse, les investisseurs bénéficieraient des protections de fond relatives à l'investissement de l'ALÉNA jusqu'au 30 juin 2023, mais seraient incapables d'intenter un recours en vertu du mécanisme de RDIE pour des évènements survenus dans les six mois précédant le 30 juin 2023, soit entre le 1er janvier 2023 et le 30 juin 2023, en raison de la règle de l'article 1120 de l'ALÉNA. Cela signifie que selon l'interprétation proposée par la demanderesse, les protections à l'investissement sujettes au mécanisme de RDIE s'éteindraient effectivement le 31 décembre 2022. Ainsi, un tel résultat serait non seulement contraire à une transition harmonieuse entre l'ALÉNA et l'ACEUM, il équivaudrait également à établir un cadre juridique ambigu, obscur et imprévisible en contravention claire du préambule de l'ACEUM.

³¹⁹ ACEUM, annexe 14-C, ¶ 1 « 1. Chacune des Parties consent, relativement à un investissement antérieur, à ce qu'une plainte soit soumise à l'arbitrage conformément à la section B du chapitre 11 (Investissement) de l'ALÉNA de 1994 et de la présente annexe, dans les cas où il est allégué qu'il y a eu manquement à une obligation prévue : [...] ». ↩

³²⁰ « 1. Sauf dispositions de l'annexe 1120.1 et à condition que six mois se soient écoulés depuis les événements qui ont donné lieu à la plainte, un investisseur contestant pourra soumettre la plainte à l'arbitrage en vertu :[...] » ↩

[Page 95]

4. Les Parties à l'ACÉUM s'accordent sur l'interprétation selon laquelle
l'annexe 14-C ne prolonge pas l'application des obligations de la
section A du chapitre 11 de l'ALÉNA

262. L'interprétation du Canada selon laquelle l'annexe 14-C ne prolonge pas l'application des obligations de fond de l'ALÉNA relatives à l'investissement fait l'objet d'un consensus parmi les Parties à l'ACEUM.

263. Les États-Unis et le Mexique ont défendu la même interprétation dans leurs représentations dans les affaires TC Energy et Legacy Vulcan³²¹. Lorsque considérées ensemble, le présent mémoire ainsi que les représentations des États-Unis et du Mexique dans ces deux affaires constituent une « pratique ultérieurement suivie dans l'application du traité par laquelle est établi l'accord des parties à l'égard de l'interprétation du traité » au titre de l'alinéa b) de l'article 31(3) de la CVDT. Le tribunal dans l'affaire The Canadian Cattlemen for Fair Trade c. États-Unis a reconnu que les déclarations des Parties à l'ALÉNA véhiculant une interprétation commune d'une disposition de l'ALÉNA, incluant dans leurs plaidoiries ou leurs observations soumises en vertu de l'article 1128 de l'ALÉNA, constituaient une « pratique ultérieurement suivie » selon l'article 31.3b) de la CVDT³²².

264. La pratique ultérieure suivie par le Canada, les États-Unis et le Mexique établissant l'accord des Parties à l'ACEUM quant à l'interprétation de l'annexe 14-C confirme l'interprétation du Canada fondée sur le sens ordinaire de l'annexe 14-C.

³²¹ R-002-ENG, TC Energy Corporation and TransCanada Pipelines Limited c. États-Unis (Affaire CIRDI No. ARB/21/63), Demande de bifurcation des États-Unis, ¶ 20 : « In sum, the terms of the Legacy Investment Claims Annex of the USMCA serve only to extend the consent of the NAFTA Parties to arbitrate claims that arose prior to the NAFTA's termination (and to continue adjudication of pending claims). »; R-003-ENG, TC Energy c. États-Unis (Affaire CIRDI No. ARB/21/63), Mémoire des États-Unis sur l'objection préliminaire, ¶ 64 : « Accordingly, Annex 14-C provided holders of legacy investments three additional years following the NAFTA's termination to submit claims to arbitration based only on breaches that occurred while the NAFTA was in force »; R-0041-ENG, TC Energy Corporation and TransCanada Pipelines Limited c. États-Unis (Affaire CIRDI No. ARB/21/63) Mémoire d'intervenant du Mexique, 11 septembre 2023, ¶ 5 : « This consent is limited to the submission of a “claim” alleging a "breach of an obligation under ... Section A of Chapter 11 (Investment) of NAFTA 1994”. A breach of a Treaty can only occur if that Treaty is in force. The NAFTA ceased to be in force as of July 1, 2020, and therefore a violation of Section A of Chapter 11 (Investment) of NAFTA was no longer possible as of that date. »; R-0042-ESP, Legacy Vulcan LLC c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB/19/1) Contre-mémoire du Mexique sur la demande accessoire, 19 décembre 2022 [traduction non officielle], ¶¶ 407-414 (notes de bas de page omises). ↩

³²² RL-0085-ENG, The Canadian Cattlemen for Fair Trade (formerly Consolidated Canadian Claims) c. États-Unis (UNCITRAL) Sentence sur la compétence, 28 janvier 2008, ¶ 188. ↩

[Page 96]

5. Les moyens complémentaires d'interprétation confirment
l'interprétation selon laquelle l'annexe 14-C ne prolonge pas
l'application des obligations de la section A du chapitre 11 de
I'ALÉNA

265. L'article 32 de la CVDT permet de faire appel à des moyens complémentaires d'interprétation, comme les travaux préparatoires et les circonstances dans lesquelles le traité a été conclu, soit pour confirmer le sens résultant de l'application de l'article 31 CVDT, soit pour déterminer le sens lorsque cette interprétation laisse le sens ambigu ou obscur ou conduit à un résultat manifestement absurde ou déraisonnable.

266. En l'espèce, l'application de l'article 31 ne donne pas lieu à une interprétation laissant le sens de l'annexe 14-C ambigu ou obscur ou menant à un résultat manifestement absurde ou déraisonnable. En tout état de cause, les moyens complémentaires d'interprétation confirment le sens résultant de l'application de l'article 31.

a) Les circonstances dans lesquelles l'ACEUM a été conclu
confirment l'interprétation du Canada

267. Les déclarations des autorités canadienne et mexicaine responsables du commerce international à l'occasion de la conclusion de l'ACEUM confirment que l'annexe 14-C ne prolonge pas les obligations de fond du chapitre 11 de l'ALÉNA. Au contraire, l'ACEUM met fin à la possibilité pour les investisseurs de se prévaloir du mécanisme de RDIE contre le Canada relativement aux mesures post-ALÉNA alléguées comme étant des manquements aux obligations de fond du Canada relatives à l'investissement.

268. En octobre 2018, soit le mois précédant la conclusion de l'ACEUM, la ministre canadienne responsable du Commerce international et de la négociation de l'ACEUM, Chrystia Freeland, a expliqué dans deux articles d'opinion que « one of the achievements I'm most proud of is that the investor-state dispute resolution system, which in the past allowed foreign companies to sue Canada, will be gone. »³²³ Elle a réitéré ce résultat de la négociation de l'ACEUM dans sa déclaration, comme vice-première ministre, concernant l'entrée en vigueur de l'ACEUM : « Plus

³²³ R-0043-ENG, National Observer, « Chrystia Freeland says the new trade deal prevented possible widespread economic disruption », 19 octobre 2018, p. 7; R-0044-ENG, Vancouver Sun, « Chrystia Freeland: The USMCA is a good deal for Canadians », 26 octobre 2018. ↩

[Page 97]

particulièrement, le nouvel accord [...] élimine le système de règlement des différends entre investisseurs et États, qui autorisait les grandes entreprises à poursuivre le gouvernement canadien en cour pour avoir adopté des lois dans l'intérêt public. »³²⁴ Ce résultat de la négociation de l'ACEUM, tel que rapporté par la vice-première ministre Freeland, confirme l'interprétation du Canada selon laquelle l'annexe 14-C ne permet pas à des investissements de soumettre des plaintes à l'arbitrage pour des manquements allégués survenus après l'extinction de l'ALÉNA.

269. La représentation faite par la vice-première ministre Freeland de l'issue de la négociation de l'ACEUM en matière de RDIE est conforme à la position exprimée par le Sous-secrétaire pour l'Amérique du Nord du Secrétariat des Affaires étrangères du Mexique: « It was agreed that the Investor-State Dispute Settlement mechanism [under the USMCA] will not apply to Canada. »³²⁵

6. Conclusion

270. Au regard de ce qui précède, le Canada demande respectueusement au Tribunal de conclure qu'il n'a pas la compétence pour entendre les réclamations de la demanderesse et qu'il les rejette entièrement, comme l'a fait le tribunal dans l'affaire TC Energy c. États-Unis.

C. Le Canada maintient les objections à la compétence du Tribunal invoquées
dans sa demande de bifurcation du 5 janvier 2024

271. Pour les motifs invoqués au soutient de sa demande de bifurcation du 5 janvier 2024 et sa réplique du 26 février 2024 à la réponse de la demanderesse, le Canada maintient que le Tribunal n'a pas compétence pour trancher le différend qui lui a été soumis car il n'est pas en relation directe avec un investissement aux termes de l'article 25 de la Convention CIRDI. Le Canada maintient aussi que le Tribunal n'a pas compétence pour entendre la demande relative à la tenue de deux évaluations environnementales sur le projet Énergie Saguenay car une telle demande est prescrite selon les termes de l'article 1117(2) de l'ALÉNA. Enfin, le Canada maintient aussi que le Tribunal n'a pas compétence pour entendre la demande relative à la soi-disant divulgation à la presse du retrait d'un investisseur du projet de la demanderesse car cette demande n'était pas incluse dans

³²⁴ R-0045-FRA, Déclaration de la vice-première ministre concernant l'entrée en vigueur du nouvel ALENA, 30 juin 2020. ↩

³²⁵ R-0046-ENG, Secretaría de Relaciones Exteriores, United States – Mexico – Canada Agreement (USMCA): Investment and Investor-State Dispute Settlement Mechanism. ↩

[Page 98]

l'Avis d'intention de soumettre une plainte à l'arbitrage que la demanderesse a transmis en vertu de l'article 1119 de l'ALÉNA.

272. En ce qui a trait au moyen déclinatoire fondé sur l'article 25 de la Convention CIRDI, il convient de constater que la demanderesse n'a jamais transmis d'avis conformément à la Loi sur Investissement Canada.³²⁶ Cette loi oblige pourtant un investisseur «non-canadien » qui se propose de faire un investissement sous la forme d'une nouvelle entreprise canadienne à transmettre un avis d'investissement au directeur des investissement « avant que l'investissement ne soit effectué ou dans les trente jours qui suivent ».³²⁷ L'absence d'un tel avis vient étayer le fait que la demanderesse, une personne non-canadienne, n'a pas effectué d'investissement au Canada.

V. LA DEMANDERESSE N'A PAS FAIT PREUVE D'UNE VIOLATION DES ARTICLES 1102 ET 1103 DE L'ALÉNA

A. Résumé de la position du Canada

273. Dans cette section, le Canada démontre que les allégations de la demanderesse au titre des articles 1102 et 1103 de l'ALÉNA sont sans fondement. Premièrement, la demanderesse a échoué à démontrer l'existence de « circonstances analogues » relativement au traitement que le MELCC et l'Agence ont accordé au projet Énergie Saguenay, d'une part, et aux projets comparateurs allégués par la demanderesse, d'autre part. Le Canada démontre que les circonstances entourant l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay par le MELCC et l'Agence se distinguent de celles relatives à l'évaluation environnementale de chacun des 11 projets comparateurs proposés. Deuxièmement, le Canada établit que même si le Tribunal concluait à l'existence de « circonstances analogues », GNL Québec n'a pas reçu de la part de l'Agence un traitement moins favorable pour son projet Énergie Saguenay que celui accordé aux projets LNG Canada et Pacific NorthWest relativement aux émissions de GES, ou que celui accordé aux projets Cacouna et Rabaska, relativement à la tenue d'une évaluation environnementale coopérative par commission d'examen. En somme, le Canada établit que toute différence entre le traitement que la demanderesse allègue avoir reçu pour le projet Énergie Saguenay et celui accordé aux autres

³²⁶ R-0047-FRA, Loi sur Investissement Canada, L.R.C. (1985), ch.28. ↩

³²⁷ R-0047-FRA, Loi sur Investissement Canada, L.R.C. (1985), ch.28, articles 11 et 12. ↩

[Page 99]

projets présentés dans son mémoire est attribuable aux circonstances différentes dans lesquelles ce traitement a été accordé et non en raison de sa nationalité américaine.

B. La demanderesse a le fardeau d'établir chacun des éléments essentiels du test
des articles 1102 et 1103 de l'ALÉNA

274. L'article 1102 énonce l'obligation des Parties à l'ALÉNA d'accorder aux investisseurs d'une autre Partie et à leurs investissements le traitement national. L'article 1102 dispose notamment ce qui suit :

1. Chacune des Parties accordera aux investisseurs d'une autre Partie un traitement non moins favorable que celui qu'elle accorde, dans des circonstances analogues, à ses propres investisseurs, en ce qui concerne l'établissement, l'acquisition, l'expansion, la gestion, la direction, l'exploitation et la vente ou autre aliénation d'investissements.

2. Chacune des Parties accordera aux investissements effectués par les investisseurs d'une autre Partie un traitement non moins favorable que celui qu'elle accorde, dans des circonstances analogues, aux investissements effectués par ses propres investisseurs, en ce qui concerne l'établissement, l'acquisition, l'expansion, la gestion, la direction, l'exploitation et la vente ou autre aliénation d'investissements.

3. Le traitement accordé par une Partie en vertu des paragraphes 1 et 2 signifie, en ce qui concerne un État ou une province, un traitement non moins favorable que le traitement le plus favorable accordé par cet État ou cette province, dans des circonstances analogues, aux investisseurs, et aux investissements effectués par les investisseurs, de la Partie sur le territoire de laquelle est situé l'État ou la province.

[...]

275. L'article 1103 énonce l'obligation des Parties à l'ALÉNA d'accorder aux investisseurs d'une autre Partie et à leurs investissements le traitement de la nation la plus favorisée. L'article 1103 dispose ce qui suit :

1. Chacune des Parties accordera aux investisseurs d'une autre Partie un traitement non moins favorable que celui qu'elle accorde, dans des circonstances analogues, aux investisseurs de toute autre Partie ou d'un pays tiers, en ce qui concerne l'établissement, l'acquisition, l'expansion, la gestion, la direction, l'exploitation et la vente ou autre aliénation d'investissements.

2. Chacune des Parties accordera aux investissements effectués par les investisseurs d'une autre Partie un traitement non moins favorable que celui qu'elle accorde, dans des circonstances analogues, aux investissements effectués par les

[Page 100]

investisseurs de toute autre Partie ou d'un pays tiers, en ce qui concerne l'établissement, l'acquisition, l'expansion, la gestion, la direction, l'exploitation et la vente ou autre aliénation d'investissements.

276. En conséquence, pour étayer une réclamation au titre des articles 1102 et 1103 de l'ALÉNA, la demanderesse doit démontrer que : (1) le gouvernement a accordé à la demanderesse ou à ses investissements ainsi qu'aux comparateurs un « traitement [...] en ce qui concerne l'établissement, l'acquisition, l'expansion, la gestion, la direction, l'exploitation et la vente ou autre aliénation d'investissements »³²⁸; (2) le gouvernement a accordé le traitement allégué « dans des circonstances analogues »³²⁹ et (3) le traitement accordé à la demanderesse ou à ses investissements était « moins favorable » que celui accordé à un investisseur ou un investissement comparateur, soit un investisseur national (ou ses investissements) au titre de l'article 1102 ou à un investisseur de toute autre Partie ou d'un pays tiers (ou ses investissements) au titre de l'article 1103.³³⁰

277. Comme l'a noté le tribunal dans l'affaire UPS, « failure by the investor to establish one of these three elements will be fatal to its case ».³³¹ En ce qui concerne le fardeau de preuve relativement à une réclamation au titre des articles 1102 et 1103, le défendeur et la demanderesse s'accordent sur le fait qu'il repose sur la partie demanderesse.³³² Toutefois, contrairement à ce qu'avance la demanderesse,³³³ le fardeau de la preuve ne se transfère jamais à la partie défenderesse. Il repose entièrement et indéfiniment sur la partie demanderesse, comme l'ont

³²⁸ CL-0028-ENG, Merrill & Ring Forestry L.P. c. Canada (CNUDCI) Sentence, 31 mars 2010 (« Merrill & Ring – Sentence »), ¶¶ 79 and 81-82; CL-0023-ENG, United Parcel Service of America Inc. c. Canada (Affaire CIRDI No. UNCT/02/1), Sentence sur le fond, 24 mai 2007 (« UPS – Sentence »), ¶ 83(a); CL-0025-ENG, Corn Products International, Inc. c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/04/01) Décision sur la responsabilité, 15 janvier 2008 (« Corn Products – Décision sur la responsabilité »), ¶ 117. ↩

³²⁹ CL-0049-ENG, The Loewen Group Inc. and Raymond L. Loewen c. États-Unis (Affaire CIRDI No. ARB/98/3) Sentence sur le fond, 26 juin 2003 (« Loewen – Sentence »), ¶¶ 139-140; CL-0033-ENG, Archer Daniels Midland Company and Tate & Lyle Ingredients Americas Inc. c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/04/05) Sentence, 21 novembre 2007 (« ADM – Sentence »), ¶ 205; CL-0007-ENG, S.D. Myers, Inc. c. Canada (CNUDCI) Première sentence partielle, 13 novembre 2000 (« S.D. Myers – Sentence partielle »), ¶¶ 243 et 247; CL-0025-ENG, Corn Products – Décision sur la responsabilité, ¶ 117. ↩

³³⁰ CL-0023-ENG, UPS – Sentence, ¶ 83(c); CL-0025-ENG, Corn Products – Décision sur la responsabilité, ¶ 117. ↩

³³¹ CL-0023-ENG, UPS – Sentence, ¶ 84. ↩

³³² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 437: « The legal burden with respect to both NAFTA Articles 1102 and 1103 lies with the claimant. » ↩

³³³ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 437. ↩

[Page 101]

reconnu les tribunaux dans les affaires UPS³³⁴ et Mercer,³³⁵ Apotex³³⁶ et Resolute.³³⁷ Les trois Parties à l'ALÉNA s'accordent en outre sur ce point, tel que reflété dans leurs représentations respectives dans l'affaire Resolute.³³⁸ Ces positions constituent une pratique ultérieurement suivie dans l'application du traité par laquelle est établi l'accord des Parties à l'égard de l'interprétation de l'ALÉNA au sens de l'article 31.3(b) de la Convention de Vienne sur le droit des traités (CVDT).

278. L'analyse au titre des articles 1102 et 1103 doit être menée à la lumière de l'objet et du but de ces articles, qui est de prévenir le traitement discriminatoire fondé sur la nationalité d'un investisseur ou de ses investissements. Dans de précédents arbitrages ALÉNA, le Canada,³³⁹ les

³³⁴ CL-0023-ENG, UPS – Sentence, ¶ 84 : « This is a legal burden that rests squarely with the Claimant. That burden never shifts to the Party, here Canada.» ↩

³³⁵ CL-0026-ENG, Mercer International Inc. c. Canada (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/12/3), Sentence, 6 mars 2018 (« Mercer - Sentence »), ¶ 7.14: «The Tribunal agrees with these Article 1128 submissions.» [selon lesquelles le fardeau de preuve ne se déplace pas et incombe à la partie demanderesse en tout temps], ¶ 7.16: « Accordingly, the Tribunal decides that, whilst the legal burden of proof rests always on the Claimant to prove its claims under NAFTA Articles 1102 and 1103 [...] » ↩

³³⁶ RL-0086-ENG, Apotex Holdings Inc. and Apotex Inc. c. États-Unis (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/12/1) Sentence, 25 août 2014 (« Apotex – Sentence »), ¶ 8.8. ↩

³³⁷ RL-0087-FRA, Resolute Forest Products Inc. c. Canada (CNUDCI, Affaire CPA No. 2016-13), Sentence finale, 25 juillet 2022 (« Resolute – Sentence finale »), ¶ 570. ↩

³³⁸ RL-0087-FRA, Resolute – Sentence finale, ¶ 569. ↩

³³⁹ Pour le Canada, voir R-0048-ENG, Pope & Talbot c. Canada (CNUDCI) Contre-mémoire, 29 mars 2000 (« Pope & Talbot - Contre-mémoire »), ¶ 166 : « Article 1102(2) does not prevent a Party from implementing a measure that affects investments differently as long as the measure neither directly nor indirectly discriminates on the basis of nationality as between foreign and domestic investments. »; R-0049-ENG, Methanex Corporation c. États-Unis (CNUDCI) Quatrième communication du Canada au titre de l'article 1128, 30 janvier 2004, ¶ 5 : « [Article 1102] prohibits treatment which discriminates on the basis of the foreign investment's nationality. »; R-0050-ENG, United Parcel Service c. Canada (CNUDCI) Contre-mémoire, 22 juin 2005, ¶ 585 : « The terms of Article 1102...reveal the article's general purpose of preventing nationality-based discrimination. » and R-0051-ENG, United Parcel Service c. Canada (CNUDCI) Duplique sur le fond, 6 octobre 2005, ¶¶ 41, 70, and 159; R-0052-ENG, William Ralph Clayton and others c. Canada (CNUDCI, Affaire CPA No. 2009-04) Contre-mémoire, 9 décembre 2011, ¶ 401; R-0053-ENG, William Ralph Clayton and others c. Canada (CNUDCI, Affaire CPA No. 2009-04) Duplique, 21 mars 2013, ¶¶ 169-170; R-0054-ENG, Mesa Power Group LLC c. Canada (CNUDCI Affaire CPA No. 2012-17), Contre-mémoire et réplique sur la compétence, 28 février 2014, ¶ 354; R-0055-ENG, Mercer International Inc. c. Canada (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/12/3) Contre-mémoire, 22 août 2014, ¶¶ 25, and 360; R-0056-ENG, Mercer International Inc. c. Canada (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/12/3) Duplique, 31 mars 2015, ¶ 241; R-0057-ENG, Windstream Energy LLC c. Canada (CNUDCI, Affaire CPA No. 2013-22) Duplique, 6 novembre 2015, ¶ 67. ↩

[Page 102]

États-Unis³⁴⁰ et le Mexique³⁴¹ ont toujours défendu cette position.³⁴² Plusieurs auteurs soutiennent également cette position.³⁴³

279. De même, les sentences arbitrales des tribunaux établis sous l'ALÉNA confirment que l'objet de l'article 1102 est la prévention de la discrimination fondée sur la nationalité. C'est ce

³⁴⁰ Pour les États-Unis, voir RL-0088-ENG, Pope & Talbot c. Canada (CNUDCI) Communication des États-Unis d'Amérique, 7 avril 2000, ¶ 3 : « The national treatment provision was designed to prohibit discrimination on the basis of nationality. ... Article 1102 paragraphs (1) and (2) were not intended to prohibit all differential treatment among investors or investments. Rather, they were intended only to ensure that Parties do not treat entities that are 'in like circumstances' differently based on their NAFTA Party nationality.» Voir aussi R-0058-ENG, Apotex Holdings Inc. and Apotex Inc. c. États-Unis (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/12/1) Contre-mémoire sur le fond et objections à la compétence, 14 décembre 2012, ¶ 323; RL-0089-ENG, William Ralph Clayton and others c. Canada (CNUDCI, Affaire CPA No. 2009-04) Observations des États-Unis d'Amérique, 19 avril 2013, ¶ 7; RL-0090-ENG, Mesa Power Group LLC c. Canada (PCA Case No. 2012-17), Observations des États-Unis d'Amérique, 25 juillet 2014, ¶ 11; RL-0091-ENG, Mercer International Inc. c. Canada (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/12/3), Observations des États-Unis d'Amérique, 8 mai 2015, ¶¶ 10-11; RL-0092-ENG, Windstream Energy LLC c. Canada (CNUDCI, Affaire CPA No. 2013-22) Observations des États-Unis d'Amérique, 12 janvier 2016, ¶¶ 27-28. ↩

³⁴¹ Pour le Mexique, voir RL-0093-ENG, Pope & Talbot c. Canada (CNUDCI) Observations des États-Unis mexicains, 3 avril 2000, ¶ 67: « The Tribunal could make a finding of breach only if it was satisfied that, when compared to Canadian investors in like circumstances, there was actual discrimination against Pope & Talbot, Inc. based on the nationality of its capital. », et ¶ 69: « There is no indication from the pleadings that the Claimant can point to its investment being discriminated against by virtue of its foreign ownership. Without proof of this element, no claim of denial of national treatment can be made out ». Voir aussi R-0059-ENG, GAMI Investments, Inc. c. Mexique (CNUDCI) Mémoire en défense, 24 novembre 2000, ¶ 273; R-0094-ENG, Methanex Corporation c. États-Unis (CNUDCI) Quatrième communication du Mexique au titre de l'article 1128, 30 janvier 2004, ¶ 16; RL-0095-ENG, United Parcel Service c. Canada (CNUDCI) Observations des États-Unis mexicains, 20 octobre 2005, ¶ 7; R-0060-ENG, Cargill, Inc. c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/04/05), Duplique du défendeur, 2 mai 2007, ¶ 286; RL-0096-ENG, Mercer International Inc. c. Canada (Affaire CIRDI NO ARB(AF)/12/3) Communication du Mexique, 8 mai 2015, ¶¶ 11 and 15. ↩

³⁴² Ces positions constituent une « pratique ultérieurement suivie » par les Parties à l'ALÉNA au sens de l'article 31(3)b) de la Convention de Vienne sur le droit des traités (CVDT). ↩

³⁴³ RL-0097-ENG, Andrea K. Bjorklund, NAFTA Chapter 11, in Chester Brown, Commentaries on Selected Model Investment Treaties (Oxford: Oxford University Press, 2013), p. 478: « [t]he national treatment obligation extends to both de jure and de facto discrimination on the basis of nationality ». RL-0098-ENG, Meg. N. Kinnear, Investment Disputes under NAFTA (Kluwer Law International) (« Kinnear »), p. 1102-10: «[t]he principle of non-discrimination on the basis of nationality is at the core of the Parties' NAFTA obligations.»; RL-0099-ENG, Andrew Newcombe and Luís Paradell, Law and Practise of Investment Treaties: Standards of Treatment (Kluwer Law International) (« Newcombe and Paradell »), pp. 150-151: « The purpose of the national treatment obligation in IIAs is to prohibit nationality-based discrimination by the host state between the host states' investors and investments and those of another IIA party. » ↩

[Page 103]

qu'ont conclu les tribunaux dans les affaires Loewen,³⁴⁴ADM,³⁴⁵ Mercer³⁴⁶ et Archer Daniels.³⁴⁷ Plus récemment, dans l'affaire Resolute, le tribunal a reconnu qu'il ne fait aucun doute que l'objet de l'article 1102 est de prévenir la discrimination fondée sur la nationalité, au regard des positions constantes exprimées par les Parties à l'ALÉNA et de la pratique arbitrale unanime sur cette question :

Second, the affirmed and widely recognized aim of NAFTA Article 1102 is to prevent nationality-based discrimination. This aim has been consistently affirmed for many years by the three NAFTA parties, including in the current case. Numerous NAFTA Chapter 11 tribunals have also interpreted and applied Article 1102 as such. [...].³⁴⁸

280. La demanderesse n'a fait aucun effort pour démontrer qu'elle-même ou ses investissements ont subi un traitement moins favorable que les projets comparateurs qu'elle invoque en raison de sa nationalité. Elle en serait incapable. Comme le Canada l'explique dans la section I du présent mémoire, GNL Québec a participé, pour son projet Énergie Saguenay, au même processus d'évaluation environnementale neutre quant à la nationalité qui a été appliqué à l'ensemble des projets soumis aux mêmes exigences réglementaires. Toute différence entre le traitement que la demanderesse allègue avoir reçu relativement à ce processus d'évaluation environnementale et celui accordé aux autres projets présentés dans son mémoire est attribuable aux circonstances différentes dans lesquelles ce traitement a été accordé et non en raison de sa nationalité américaine.

³⁴⁴ CL-0049-ENG, Loewen – Sentence, ¶ 139: « Article 1102 is direct [sic] only to nationality-based discrimination and that it proscribes only demonstrable and significant indications of bias and prejudice on the basis of nationality [...] ». ↩

³⁴⁵ CL-0033-ENG, ADM – Sentence, ¶ 205: « Article 1102 prohibits treatment which discriminates on the basis of the foreign investor's nationality. Nationality discrimination is established by showing that a foreign investor has unreasonably been treated less favourably than domestic investors in like circumstances. » ↩

³⁴⁶ CL-0026-ENG, Mercer – Sentence, ¶¶ 7.7-7.9. ↩

³⁴⁷ CL-0033-ENG, ADM – Sentence, ¶ 193 : « The national treatment obligation under Article 1102 is an application of the general prohibition of discrimination based on nationality, including both de jure and de facto discrimination. » ↩

³⁴⁸ RL-0087-FRA, Resolute – Sentence finale, ¶ 546 (appels de notes omis). ↩

[Page 104]

C. La demanderesse représente faussement la nationalité de certains promoteurs
des projets comparateurs allégués

281. Dans son mémoire, la demanderesse caractérise de manière incorrecte la nationalité de certains promoteurs de projets, présentant certains d'entre eux comme des entreprises canadiennes alors qu'il s'agit plutôt d'entreprises étrangères.

282. La demanderesse se contente de décrire le promoteur du projet LNG Canada comme étant « LNG Canada Development Inc., a Canadian enterprise ».³⁴⁹ LNG Canada Development Inc., malgré ce que laisse entendre son nom, n'est pas une entreprise canadienne, elle est plutôt un consortium de quatre entreprises, dont une seulement est canadienne (Shell Canada Energy) alors que les autres sont japonaise (Diamond LNG Canada/Mitsubishi Corporation), coréenne (KOGAS Canada LNG Ltd/Korea Gas Corporation) et chinoise (Brion Kitimat LNG Partnership/PetroChina Investment).³⁵⁰

283. En outre, relativement au projet Stolt LNGaz, la demanderesse affirme faussement que le projet est porté par SNC-Lavalin.³⁵¹ Le projet est plutôt porté par Stolt LNGaz, qui est une co-entreprise enregistrée au Québec formée des compagnies Stolt-Nielsen Gas Ltd, SUNLNG Holding Ltd et LNGaz inc.³⁵² Stolt-Nielsen Gas Ltd. est une entreprise norvégienne,³⁵³ alors que SUNLNG Holding Ltd est la propriété de SunTrust, une entreprise basée en Arabie Saoudite.³⁵⁴

284. Ainsi, non seulement les projets menés par LNG Canada et Stolt LNGaz ne peuvent servir de comparateurs pour appuyer la thèse de la demanderesse au titre de l'article 1102, mais ils la réfutent même, puisqu'ils démontrent que la nationalité d'un promoteur n'a aucune influence sur le traitement accordé dans le cadre d'une évaluation environnementale.

³⁴⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 509. ↩

³⁵⁰ C-0358-ENG, LNG Canada Export Terminal Project, Assessment Report, Environmental Assessment Office, p. 18. ↩

³⁵¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 493. ↩

³⁵² C-0355-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de construction d'une installation de liquéfaction de gaz naturel sur le territoire de la ville de Bécancour par Stolt LNGaz Inc., Dossier 3211-10-018, 6 août 2015, p.3. ↩

³⁵³ R-0061-ENG, Stolt-Nielsen Limited, Annual Report 2015, p. 135. ↩

³⁵⁴ R-0062-ENG, Stolt LNGz Inc's Application to the National Energy Board to Export Liquefied Natural Gas, "Appendix A: Project Description", janvier 2015, p. 4. ↩

[Page 105]

D. Le « traitement » accordé est le processus d'évaluation environnementale du
projet Énergie Saguenay et les décisions du 21 juillet 2021 et du 7 février 2022
s'y rapportant

285. Le premier élément du test tel qu'énoncé ci-haut au titre des articles 1102 et 1103 consiste à établir que le gouvernement a accordé à la demanderesse ou à ses investissements ainsi qu'aux comparateurs un traitement en ce qui concerne l'établissement, l'acquisition, l'expansion, la gestion, la direction, l'exploitation et la vente ou autre aliénation d'investissements.

286. Le Canada ne conteste pas que GNL Québec a reçu un « traitement » en tant que promoteur du projet Énergie Saguenay relativement aux processus d'évaluation environnementale réalisés par l'Agence et le MELCC à l'égard de son projet et aux décisions respectives des gouvernements du Québec et du Canada de refuser ce projet les 21 juillet 2021 et 7 février 2022. Ce traitement concerne l'établissement projeté d'un investissement au Canada en la forme d'un complexe de liquéfaction de gaz naturel et d'un terminal maritime.

Ε. Le traitement accordé à Énergie Saguenay ne l'a pas été dans des
circonstances analogues à celles des autres projets que la demanderesse a
identifiés

287. Dans son mémoire, la demanderesse affirme, quant au deuxième élément du test des articles 1102 et 1103, que la partie demanderesse doit prouver que « [...] the investor or its investment was in like circumstances (i) with local investors or investments or (ii) with investors of a non-[NAFTA] party or their investments ».³⁵⁵

288. La représentation faite par la demanderesse du deuxième élément du test semble se concentrer sur les circonstances, dans l'abstrait, de l'investisseur ou des investissements, plutôt que les circonstances dans lesquelles le traitement a été accordé. Cette représentation de la norme juridique applicable est erronée.

289. La représentation de la demanderesse est contredite par la sentence du tribunal dans l'affaire Mercer, qui a eu à répondre à la question de savoir si l'exigence « des circonstances analogues » s'applique aux investisseurs (ou à leurs investissements) ou au traitement accordé. Il a conclu que c'est le traitement qui doit être dans des circonstances analogues, et non les

³⁵⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 436 (appels de notes omis). ↩

[Page 106]

investisseurs ou leurs investissements.³⁵⁶ La représentation de la demanderesse est en outre contredite par la professeure Bjorklund dans un article que la demanderesse elle-même cite dans son mémoire.³⁵⁷

290. Ainsi, la demanderesse ne peut se contenter de démontrer, dans l'abstrait, qu'elle-même ou ses investissements sont dans des circonstances analogues à celles d'autres investisseurs ou de leurs investissements comparateurs. Elle doit établir que le traitement que le gouvernement lui a accordé était dans des circonstances analogues à celles du traitement accordé aux investisseurs ou aux investissements comparateurs qu'elle propose.

291. Les tribunaux d'arbitrage ALÉNA ont reconnu que les circonstances pertinentes au titre des articles 1102 et 1103 dépendent du contexte.³⁵⁸ Ainsi, une analyse des circonstances analogues « will require consideration [...] of all the relevant circumstances in which the treatment was accorded. »³⁵⁹ Parmi les « circonstances pertinentes », les tribunaux d'arbitrage ont examiné plusieurs facteurs qui pourraient justifier un traitement différencié des investisseurs de manière à protéger l'intérêt public³⁶⁰ ainsi que le cadre réglementaire applicable aux investisseurs étrangers et nationaux.³⁶¹ Une telle analyse des « circonstances analogues » doit donc prendre en compte toute considération de politique publique qui justifierait un traitement différencié qui entretient

³⁵⁶ CL-0026-ENG, Mercer – Sentence, ¶¶ 7.18-7.21. ↩

³⁵⁷ CL-0029-ENG, Bjorklund, Andrea K., “National Treatment”, in August Reinisch (ed.), Standards of Investment Protection (Oxford, 2008; online edn, Oxford Academic, 22 Mar. 2012), p. 39 cité dans Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 451: « The placement of the phrase “in like circumstances” suggests modification of “treatment”, rather that "investor" ». Bien que ce commentaire de la professeure Bjorklund réfère à la formulation employée à l'article 3(1) du modèle de traité bilatéral d'investissement des États-Unis, la formulation de l'article 1102 de l'ALÉNA est exactement la même et donc le commentaire est également valable pour l'interprétation de l'article 1102. ↩

³⁵⁸ CL-0030-ENG, Pope & Talbot Inc. c. Canada (CNUDCI), Sentence sur le fond – Phase 2, 10 avril 2001 (« Pope & Talbot - Sentence sur le fond Phase 2 »), ¶ 75. ↩

³⁵⁹ CL-0023-ENG, UPS – Sentence, ¶ 87. ↩

³⁶⁰ CL-0007-ENG, S.D. Myers – Sentence partielle, ¶ 250. ↩

³⁶¹ CL-0032-ENG, Grand River Enterprises Six Nations, Ltd., et al. c. États-Unis (CNUDCI), Sentence, 12 janvier 2011 (« Grand River – Sentence »), ¶ 166; CL-0031-ENG, Methanex Corporation c. États-Unis (CNUDCI), Sentence finale du tribunal sur la compétence et le fond, 3 août 2005 (« Methanex – Sentence finale sur la juridiction et le fond »), p. 9, ¶¶ 18-19; CL-0023-ENG, UPS – Sentence, ¶¶ 117-119; CL-0038-ENG, ADF Group Inc. c. États-Unis (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/00/1), Sentence, 9 janvier 2003 (« ADF – Sentence »), ¶ 156; CL-0030-ENG, Pope & Talbot – Sentence sur le fond Phase 2, ¶¶ 84-88; RL-0072-ENG, Marvin Roy Feldman Karpa c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/99/1) Sentence, 16 décembre 2002 (« Feldman – Sentence »), ¶¶ 171-172; RL-0086-ENG, Apotex - Sentence, ¶¶ 8.15, 8.42 et 8.54. ↩

[Page 107]

une « reasonable relationship to rational policies not motivated by preference of domestic over foreign owned investments. »³⁶² Les tribunaux d'investissement ont reconnu à plusieurs reprises que l'application de mesures qui entraînent une différence de traitement justifiée par des motifs non discriminatoires ne constitue pas un manquement à l'article 1102.³⁶³ Ces motifs non discriminatoires incluent toutes les circonstances factuelles sous-jacentes à la mesure et tout objectif gouvernemental rationnel, auquel le droit international étend généralement un degré élevé de déférence.³⁶⁴

292. En outre, les tribunaux ont confirmé à plusieurs occasions que les traitements accordés en vertu de régimes juridiques et réglementaires différents ne peuvent pas être comparés. Comme l'a

³⁶² CL-0030-ENG, Pope & Talbot – Sentence sur le fond Phase 2, ¶ 79. Voir aussi CL-0028-ENG, Merrill & Ring – Sentence, ¶ 88; CL-0007-ENG, S.D. Myers – Sentence partielle, ¶¶ 248, 250. ↩

³⁶³ CL-0030-ENG, Pope & Talbot – Sentence sur le fond Phase 2, ¶ 78: « Differences in treatment will presumptively violate Article 1102(2), unless they have a reasonable nexus to rational government policies that (1) do not distinguish, on their face or de facto, between foreign-owned and domestic companies, and (2) do not otherwise unduly undermine the investment liberalizing objectives of NAFTA. »; CL-0047-ENG, GAMI Investments, Inc. c. Mexique (CNUDCI), Sentence finale, 15 novembre 2004 (« GAMI – Sentence finale »), ¶ 114 : « The arbitrators are satisfied that a reason exists for the measure which was not itself discriminatory. That measure was plausibly connected with a legitimate goal of policy (ensuring that the sugar industry was in the hands of solvent enterprises and was applied neither in a discriminatory manner nor as a disguised barrier to equal opportunity. »; CL-0021-ENG, Cargill, Incorporated c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/05/2), Sentence, 18 septembre 2009, (« Cargill – Sentence») ¶ 206: « Thus, in both GAMI and Pope & Talbot, ‘like circumstances' was determined by reference to the rationale for the measure that was being challenged. It was not a determination of ‘like circumstances' in the abstract. » Voir aussi RL-0101-ENG, Parkerings-Compagniet AS c. Lituanie (Affaire CIRDI No. ARB/05/8) Sentence, 11 septembre 2007, ¶ 371: « The two investors must be treated differently. The difference of treatment must be due to a measure taken by the State. No policy or purpose behind the said measure must apply to the treatment that justifies the different treatments accorded. A contrario, a less favourable treatment is acceptable if a State's legitimate objective justifies such a different treatment in relation to the specificity of the investment. »; CL-0023-ENG, UPS – Sentence, ¶ 102: Émunère les «principal factors [such as greater security, time-sensitivity, and the presence of contractual relationships] which demonstrate to the satisfaction of the Tribunal that Customs treatment of international mail is not 'in like circumstances' with the treatment accorded to UPS »; CL-0025-ENG, Corn Products – Décision sur la responsabilité, ¶ 118: Le Tribunal «must be sensitive to the particular circumstances of each case [...] it is necessary to consider the entire factual and legal context ». Voir aussi RL-0099-ENG, Newcombe and Paradell, p. 151: « Finally, national treatment obligations are not absolute. Legitimate, non-protectionist rationales may justify differential treatment. » et p. 152: « In contrast, in the NAFTA national treatment cases, the search for nationality-based discrimination appears as central elements of the analysis. » ↩

³⁶⁴ CL-0007-ENG, S.D. Myers – Sentence partielle, ¶ 263: « That determination must be made in the light of the high measure of deference that international law generally extends to the right of domestic authorities to regulate matters within their own borders. »; CL-0065-ENG, Electrabel S.A. c. Hongrie (Affaire CIRDI No. ARB/07/19) Décision sur la compétence, le droit applicable et la responsabilité, 30 novembre 2012 (« Electrabel – Décision”), ¶ 8.35: « Further, the Tribunal's task is not here to sit retrospectively in judgment upon Hungary's discretionary exercise of a sovereign power, not made irrationally and not exercised in bad faith towards Dunamenti at the relevant time. »; CL-0026-ENG, Mercer - Sentence, ¶ 7.42: « The Tribunal also accepts as a general legal principle, in the absence of bad faith, that a measure of deference is owed to a State's regulatory policies. »; CL-0030-ENG, Pope & Talbot – Sentence sur le fond Phase 2, ¶ 79. Voir aussi CL-0047-ENG, GAMI – Sentence finale, ¶ 114. ↩

[Page 108]

noté le tribunal dans l'affaire Merrill & Ring, « the proper comparison is between investors which are subject to the same regulatory measures under the same jurisdictional authority. »³⁶⁵ Le tribunal dans l'affaire Grand River, après avoir examiné les sentences des affaires ADF, Pope & Talbot, Feldman, Methanex et UPS, a conclu que « [t]he reasoning of these cases shows the identity of the legal regime(s) applicable to a claimant and its purported comparators to be a compelling factor in assessing whether like is indeed being compared to like for purposes of Article 1102. »³⁶⁶ La demanderesse s'accorde avec le défendeur sur ce point.³⁶⁷

293. Lorsque le traitement contesté par l'investisseur a été accordé par un gouvernement provincial, ce traitement peut seulement être comparé au traitement accordé par le même gouvernement provincial, dans des circonstances analogues. Le troisième paragraphe de l'article 1102 stipule expressément cette exigence.³⁶⁸ Le tribunal dans l'affaire Merrill & Ring l'a également reconnu en ces termes : « [t]reatment accorded to foreign investors by the national government needs to be compared to that accorded by the same government to domestic investors, subject to meeting the requirement to be in ‘like circumstances', just as the treatment accorded by a province ought to be compared to the treatment of that province in respect of like investments. »³⁶⁹

294. Dans le présent arbitrage, la demanderesse allègue que le Canada et le Québec ont traité GNL Québec, relativement au projet Énergie Saguenay, de manière moins favorable que des promoteurs de projets comparateurs en ce qui concerne l'évaluation des effets du projet sur les émissions de GES et les bélugas ainsi que la tenue de deux évaluations environnementales, l'une fédérale et l'autre, provinciale.³⁷⁰ Le Canada démontre ci-dessous qu'aucun des trois éléments du « traitement » que GNL Québec a reçu de la part des gouvernements du Canada et du Québec

³⁶⁵ CL-0028-ENG, Merrill & Ring – Sentence, ¶ 89. ↩

³⁶⁶ CL-0032-ENG, Grand River – Sentence, ¶ 167. ↩

³⁶⁷ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 449. ↩

³⁶⁸ ALÉNA, article 1102(3): « Le traitement accordé par une Partie en vertu des paragraphes 1 et 2 signifie, en ce qui concerne un État ou une province, un traitement non moins favorable que le traitement le plus favorable accordé par cet État ou cette province, dans des circonstances analogues, aux investisseurs, et aux investissements effectués par les investisseurs, de la Partie sur le territoire de laquelle est situé l'État ou la province. » ↩

³⁶⁹ CL-0028-ENG, Merrill & Ring – Sentence, ¶ 82. ↩

³⁷⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 465. ↩

[Page 109]

relativement au projet Énergie Saguenay n'a été appliqué dans des « circonstances analogues » à celles du traitement des autres projets comparateurs allégués.

a) L'évaluation par le MELCC des effets du projet Énergie
Saguenay sur les émissions de GES n'a pas été menée dans des
circonstances analogues à celles de l'évaluation des autres
projets identifiés par la demanderesse

295. Comme le Canada l'a expliqué ci-haut, l'examen visant à déterminer si le traitement de l'investisseur a été accordé dans des « circonstances analogues » requiert la prise en compte de toute considération de politique publique et de toutes circonstances factuelles qui se rapportent au traitement en question.

296. Relativement à l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les émissions de GES, les circonstances pertinentes aux fins de l'analyse des « circonstances analogues » incluent les normes et objectifs applicables au Québec en matière de réduction des émissions de GES au moment de l'évaluation ainsi que les émissions de GES associées au projet.

297. Les normes et mesures en matière de réduction des émissions de GES ne sont pas statiques, mais hautement dynamiques. Elles sont sujettes à une évolution rapide en fonction des préoccupations de la population face à l'urgence croissante d'agir pour lutter contre les changements climatiques.

298. Lorsque le MELCC a rendu son rapport sur Énergie Saguenay, en juin 2021, le Québec avait pris dans les années précédentes de nombreuses mesures pour réduire ses émissions de GES dans un effort de lutte contre les changements climatiques. En 2015, le Québec avait fixé par décret la cible de réduction des émissions de GES à l'horizon 2030 à 37,5% par rapport à l'année 1990.³⁷¹ En 2020, le Québec avait réitéré cet objectif en l'inscrivant dans la LQE par la Loi visant principalement la gouvernance efficace de la lutte contre les changements climatiques et à favoriser l'électrification³⁷² en tant qu'objectif minimal de réduction³⁷³ et en en faisant la pierre

³⁷¹ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 41; R-0063-FRA, Gouvernement du Québec, Décret 1018-2015, 18 novembre 2015. ↩

³⁷² R-0064-FRA, Loi visant principalement la gouvernance efficace de la lutte contre les changements climatiques et à favoriser l'électrification, LQ 2020, c. 19, art. 19.1. ↩

³⁷³ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 41. ↩

[Page 110]

angulaire de son PEV 2030,³⁷⁴ une politique-cadre d'électrification et de lutte contre les changements climatiques. Dans son PEV 2030, le Québec a également pris l'engagement d'atteindre la carboneutralité à l'horizon 2050, c'est-à-dire d'atteindre un niveau d'émissions nettes de 0 Mt.³⁷⁵

299. En outre, conformément à son objectif de politique publique de réduction des émissions de GES, le Québec a adopté en 2017 une réforme du régime d'évaluation et d'examen des impacts sur l'environnement pour mieux tenir compte des émissions de GES attribuables aux projets.³⁷⁶ La loi par laquelle cette réforme a été adoptée, la Loi modifiant la Loi sur la qualité de l'environnement afin de moderniser le régime d'autorisation environnementale et modifiant d'autres dispositions législatives notamment pour réformer la gouvernance du Fonds vert,³⁷⁷ précise que « les émissions de gaz à effet de serre attribuables au projet ainsi que les mesures de réduction que celui-ci peut nécessiter »³⁷⁸ font partie des éléments que doit prendre en considération le ministre lors de l'analyse des impacts d'un projet sur la qualité de l'environnement. Elle énonce également que le ministre peut prendre en considération « les risques et les impacts anticipés des changements climatiques sur le projet et sur le milieu où il sera réalisé, les mesures d'adaptation que le projet peut nécessiter ainsi que les engagements du Québec en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre ».³⁷⁹ Les modifications amenées par cette

³⁷⁴ R-0019-FRA, Plan pour une économie verte 2030 : Politique-cadre d'électrification et de lutte contre les changements climatiques, 2020, p. 13; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 12. ↩

³⁷⁵ R-0019-FRA, Plan pour une économie verte 2030 : Politique-cadre d'électrification et de lutte contre les changements climatiques, 2020, pp. 2, 25. ↩

³⁷⁶ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 101; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 12 : « La modification législative s'appuyait sur les nouveaux objectifs gouvernementaux notamment en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 20% sous le niveau de 1990 à l'horizon de 202015. Cette modification exprime la volonté du législateur que l'analyse des projets assujettis à la PÉEIE tienne compte du contexte évolutif des connaissances scientifiques. » ↩

³⁷⁷ CD-0010-FRA, Loi modifiant la Loi sur la qualité de l'environnement afin de moderniser le régime d'autorisation environnementale et modifiant d'autres dispositions législatives notamment pour réformer la gouvernance du Fonds vert, L.Q. 2017, c. 4. ↩

³⁷⁸ CD-0010-FRA, Loi modifiant la Loi sur la qualité de l'environnement afin de moderniser le régime d'autorisation environnementale et modifiant d'autres dispositions législatives notamment pour réformer la gouvernance du Fonds vert, article 16. ↩

³⁷⁹ CD-0010-FRA, Loi modifiant la Loi sur la qualité de l'environnement afin de moderniser le régime d'autorisation environnementale et modifiant d'autres dispositions législatives notamment pour réformer la gouvernance du Fonds vert, article 16. ↩

[Page 111]

réforme sont entrées en vigueur en mars 2018 et s'appliquaient à tous les projets en cours d'évaluation à l'époque, incluant le projet Énergie Saguenay.³⁸⁰

300. Dans son rapport de juin 2021 sur le projet Énergie Saguenay, le MELCC note que la cible de réduction de 37,5 % correspond à 54 Mt d'équivalent CO2 en 2030 et qu'une réduction supplémentaire de 16,6 Mt éq. CO2 par rapport aux projections – lesquelles ne comptabilisent pas les émissions d'Énergie Saguenay – est requise pour l'atteindre. Il note, en outre, que bien que les émissions issues du projet Énergie Saguenay, en elles-mêmes, n'empêcheraient pas le Québec d'atteindre sa cible de réduction à l'horizon 2030, elles auraient toutefois pour effet d'accroître le niveau de l'effort supplémentaire de réduction requis pour atteindre la cible.³⁸¹

301. Autrement dit, alors que le Québec devait déjà fournir des efforts considérables pour atteindre sa cible de réduction des émissions de GES inscrite dans la loi, en réduisant son bilan carbone annuel de 16,6 Mt d'ici 2030, GNL Québec proposait plutôt d'y ajouter un volume additionnel et non prévu de 453 kt pour réaliser le projet Énergie Saguenay, alourdissant d'un volume équivalent le fardeau de réduction du Québec.

302. Ce sont sur ces éléments que le MELCC s'est appuyé pour conclure que le projet Énergie Saguenay aurait un impact négatif important sur les émissions de GES. En se fondant sur l'avis de sa Direction de l'expertise climatique (ci-après, la « DEC »), le MELCC a conclu :

[La DEC] souligne toutefois que le projet entraînerait un impact résiduel négatif important lié aux émissions de GES tout au long de sa durée de vie. Cet impact est jugé important en raison du contexte actuel des émissions de GES et de l'ampleur des émissions du projet proposé, ce qui pourrait avoir un impact déterminant sur l'atteinte des objectifs de réduction des émissions de GES du Québec.³⁸²

303. Dans les sections (i), (ii) et (iii) ci-dessous, le Canada démontre en quoi les circonstances pertinentes ayant guidé l'évaluation par le MELCC des émissions de GES du projet Énergie Saguenay diffèrent de celles entourant l'évaluation des émissions de GES des projets Énergie Cacouna, Rabaska, Stolt LNGaz et Métaux Blackrock.

³⁸⁰ RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 102-103; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 18. ↩

³⁸¹ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 42. ↩

³⁸² C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 41. ↩

[Page 112]

(i) Projets Énergie Cacouna et Rabaska

304. Le projet Énergie Cacouna consistait en un terminal portuaire d'importation servant au transbordement et au stockage de gaz naturel liquéfié destiné aux marchés du Québec, de l'Ontario et du nord-est des États-Unis. Il aurait été situé sur le territoire de la municipalité de Cacouna, au Québec.³⁸³ Bien qu'il ait reçu un certificat d'autorisation du gouvernement du Québec en 2007,³⁸⁴ le projet a été mis sur la glace par le promoteur en 2009 et n'a jamais vu le jour.³⁸⁵

305. Le projet Rabaska, quant à lui, consistait en l'implantation d'un terminal méthanier à Lévis, Québec, pour l'importation de gaz naturel liquéfié. Le projet aurait inclus des installations de transbordement, d'entreposage et de regazéification de gaz naturel liquéfié.³⁸⁶

306. La demanderesse allègue dans son mémoire que le « MELCC accorded more favourable treatment to Cacouna LNG than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions ».³⁸⁷ Elle soumet une allégation similaire à l'égard du projet Rabaska.³⁸⁸

307. Elle considère que le projet Énergie Cacouna était très similaire et comparable à Énergie Saguenay, puisqu'il concernait l'importation et la regazéification du gaz naturel liquéfié, alors qu'Énergie Saguenay concernait la liquéfaction et l'exportation de gaz naturel liquéfié.³⁸⁹ Pareillement, elle affirme que le projet Rabaska était comparable à Énergie Saguenay, puisqu'il concernait l'importation et la regazéification du gaz naturel liquéfié, ainsi que des installations portuaires et du transport maritime sur le fleuve Saint-Laurent s'y rapportant.³⁹⁰

³⁸³ C-0350-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de terminal méthanier Énergie Cacouna sur le territoire de la Municipalité de Cacouna par TransCanada PipeLines Limited, Dossier 3211-04-041, 22 juin 2007, p. iii. ↩

³⁸⁴ C-0349-FRA, Gouvernement du Québec, Décret 537-2007 concernant la délivrance d'un certificat d'autorisation en faveur de TransCanada PipeLines Limited pour le projet de terminal méthanier Énergie Cacouna sur le territoire de la Municipalité de Cacouna, 27 juin 2007. ↩

³⁸⁵ R-0066-FRA, Carl Thériault, « Cacouna : le terminal de gaz naturel sur la glace », 30 novembre 2009, Le Soleil. ↩

³⁸⁶ C-0351-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale Projet Rabaska Partie relative à l'implantation d'un terminal méthanier sur le territoire de la Ville de Lévis, Dossier 3211-04-039, 19 octobre 2007, p. iii. ↩

³⁸⁷ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 484. ↩

³⁸⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 492. ↩

³⁸⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 478. ↩

³⁹⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 486. ↩

[Page 113]

308. Ces ressemblances alléguées sont d'une pertinence limitée pour déterminer si le MELCC a évalué les émissions de GES d’Énergie Saguenay dans des « circonstances analogues » à celles dans lesquelles il a évalué les émissions de GES des projets Énergie Cacouna et Rabaska. Ce sont plutôt les normes et objectifs en matière de réduction des émissions des GES à l'époque de chacune des évaluations ainsi que le volume estimé d'émissions de chacun des projets qui constituent les circonstances pertinentes pour répondre à cette question.

309. Entre le moment où le MELCC a rendu ses rapports sur les projets Énergie Cacouna (juin 2007) et Rabaska (octobre 2007) et celui où il a rendu son rapport sur le projet Énergie Saguenay (juin 2021), il s'est écoulé 14 ans. À l'échelle temporelle de la lutte du Québec contre les changements climatiques, précisément causés par les émissions de GES, cette période représente une éternité.

310. Pour les circonstances entourant l'évaluation des émissions de GES du projet Énergie Saguenay par le MELCC en 2021, le Canada réfère aux paragraphes 241 à 302 ci-dessus.

311. Les projets Énergie Cacouna et Rabaska ont fait l'objet d'une analyse environnementale par le MELCC en 2007, sur la base de directives émises par le MELCC en 2004. Ces directives ne comportaient aucune mention sur les changements climatiques ni de référence aux émissions de GES, comme le rapporte dans sa déclaration Monsieur Duquette, chargé de projet au MELCC.³⁹¹ En comparaison, la directive émise en 2015 pour le projet Énergie Saguenay mentionnait clairement les changements climatiques et les émissions de GES comme un élément que l'initiateur devait inclure dans son étude d'impact.³⁹²

312. Le MELCC a mené l'évaluation des émissions de GES des projets Énergie Cacouna et Rabaska en regard des mesures et objectifs de réduction des GES applicables au Québec en 2007,

³⁹¹ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 40; CD-0174-FRA, Ministère de l'Environnement, Direction des évaluations environnementales, Directive pour le projet Rabaska – Implantation d'un terminal méthanier des infrastructures connexes, mai 2004 ; CD-0173-FRA, Ministère de l'Environnement, Direction des évaluations environnementales, Directive pour le projet Énergie Cacouna Implantation d'un terminal méthanier et des infrastructures connexes, octobre 2004. ↩

³⁹² C-0198-FRA, MELCC-DGEES, Directive pour le projet Énergie Saguenay de construction d'un complexe de liquéfaction de gaz naturel sur le territoire de la ville de Saguenay par GNL Québec inc., Dossier 3211-10-021, Doc. No. PR2.1 (Décembre 2015), p. 19 : « les effets du projet sur les grands enjeux de nature atmosphérique : gaz à effet de serre, changements climatiques, amincissement de la couche d'ozone, précipitations acides, smog et émissions de composés toxiques »; RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 162. ↩

[Page 114]

notamment prévus au Plan d'action du Québec 2006-2012 sur les changements climatiques³⁹³ et à la Stratégie énergétique du Québec 2006-2015.³⁹⁴ Le Plan d'action prévoyait une cible de réduction des émissions des GES pour le Québec de 10 Mt à l'horizon 2012.³⁹⁵ La Stratégie énergétique, quant à elle, prévoyait que l'implantation au Québec de terminaux d'importation de gaz naturel liquéfié pourrait permettre d'approvisionner les grandes industries québécoises en gaz naturel et ainsi d'éviter qu'elles optent pour des sources d'énergie plus polluantes.³⁹⁶

313. Malgré les différences évidentes entre les circonstances entourant l'évaluation par le MELCC des émissions de GES du projet Énergie Saguenay en 2021, d'une part, et des projets Énergie Cacouna et Rabaska en 2007, d'autre part, la demanderesse tente de les rapprocher en affirmant que «by 2007, the issue of climate change already was recognized by Québec and reflected in its commitments ».³⁹⁷ Ce que la demanderesse passe sous silence, toutefois, c'est que le Québec a fortement haussé ses engagements en matière de lutte contre les changements climatiques entre 2007 et 2021 en réponse aux préoccupations légitimes de sa population à cet égard, ce qui a influencé son approche en matière d'évaluation des émissions de GES des projets. Le Québec est passé d'un objectif de réduction en 2007 de 10 Mt à l'horizon 2012 (1,5 % sous le niveau de 1990)³⁹⁸ à un objectif de réduction en 2021 de 16,6 Mt à l'horizon 2030 (37,5 % sous le niveau de 1990),³⁹⁹ doublé d'un objectif de carboneutralité à l'horizon 2050 (80 à 95 % sous le niveau de 1990).⁴⁰⁰ De plus, entre le moment où les projets Énergie Cacouna et Rabaska, d'une part, et le projet Énergie Saguenay, d'autre part, ont été évalués par le MELCC, une réforme importante a modifié la procédure québécoise d'évaluation et d'examen des impacts sur

³⁹³ R-0067-FRA, Ministère du Développement durable, de l'Environnement et des Parcs, Plan d'action 2006-2012 : Le Québec et les changements climatiques, juin 2006. ↩

³⁹⁴ R-0068-FRA, Ministère des Ressources naturelles et de la Faune du Québec, L'énergie pour construire le Québec de demain : La stratégie énergétique du Québec 2006-2015, 2006. ↩

³⁹⁵ R-0067-FRA, Ministère du Développement durable, de l'Environnement et des Parcs, Plan d'action 2006-2012 : Le Québec et les changements climatiques, juin 2006, p. 14. ↩

³⁹⁶ R-0068-FRA, Ministère des Ressources naturelles et de la Faune du Québec, L'énergie pour construire le Québec de demain : La stratégie énergétique du Québec 2006-2015, 2006, p. 82. ↩

³⁹⁷ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 488. ↩

³⁹⁸ R-0067-FRA, Ministère du Développement durable, de l'Environnement et des Parcs, Plan d'action 2006-2012 : Le Québec et les changements climatiques, juin 2006, p. 14. ↩

³⁹⁹ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 42. ↩

⁴⁰⁰ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 45. ↩

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l'environnement. Cette réforme, entrée en vigueur en mars 2018, a mené à l'inscription spécifique dans la loi des émissions de GES attribuables à un projet comme élément que le ministre doit prendre en considération dans son analyse des impacts du projet en question. Le Canada réfère à ses observations à ce sujet au paragraphe 299 ci-dessus. C'est pour cette raison que le MELCC a davantage approfondi son analyse des effets sur les émissions de GES dans son rapport sur le projet Énergie Saguenay qu'il ne l'a fait dans ses rapports sur les projets Énergie Cacouna et Rabaska⁴⁰¹.

314. La demanderesse tente également de comparer les traitements respectifs accordés aux projets Énergie Saguenay et Rabaska en affirmant que le MELCC aurait remis en doute l'engagement de GNL Québec de rendre ses opérations carboneutres « without pointing to any evidence substantiating this alleged uncertainty ».⁴⁰² Si le MELCC a émis des réserves quant à l'engagement de carboneutralité de GNL Québec, c'est parce que le promoteur lui-même a échoué à déposer un plan détaillant exactement comment il entendait réaliser son projet de manière carboneutre, dès la première année et pour chaque année subséquente⁴⁰³. Le MELCC a par ailleurs noté que les pistes de solution proposées par le promoteur n'offraient pas de garantie de résultat ou reposaient sur l'achat de crédits carbone de qualité variable en regard du potentiel réel et vérifiable de réduction des émissions de GES, puisqu'issues du marché volontaire.⁴⁰⁴

315. En outre, contrairement à ce que prétend la demanderesse, le MELCC n'a pas « acknowledged that the GNLQ Project was estimated to lead to 28 million tons of GHG emissions reductions per year. »⁴⁰⁵ Ce que le MELCC a « reconnu », c'est que l'estimation de réduction de 28 millions de tonnes de GES mise de l'avant par GNL Québec a été établie sur la base du scénario le plus probable tiré de l'étude de la firme Poten & Partners.⁴⁰⁶ Toutefois, après une analyse des données scientifiques récentes, le MELCC a conclu que selon les scénarios énergétiques tenant

⁴⁰¹ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 40. ↩

⁴⁰² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 491. ↩

⁴⁰³ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 44; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 66. ↩

⁴⁰⁴ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 44. ↩

⁴⁰⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 490. ↩

⁴⁰⁶ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 50 : « Dans son avis, la DEC souligne que c'est à partir du scénario le plus probable de remplacement d'autres sources d'énergie de l'étude de Poten que le CIRAIG a estimé des réductions des émissions de GES en aval du projet de 28 millions de tonnes d'équivalent CO2. » ↩

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compte de l'atteinte des objectifs de l'Accord de Paris, la présence du gaz naturel liquéfié devrait diminuer dans les années posteriores à la première décennie du projet Énergie Saguenay, limitant ainsi son potentiel substitutif.⁴⁰⁷

316. Selon ce qui précède, le MELCC n'a donc pas mené l'évaluation des effets des émissions de GES du projet Énergie Saguenay dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles il a mené l'évaluation à l'égard des projets Énergie Cacouna et Rabaska. Les conclusions différentes qu'il a tirées à l'égard des émissions de GES de chacun des projets sont fondées sur les circonstances différentes de ceux-ci et non sur la nationalité des promoteurs.

317. C'est également en raison des circonstances différentes des projets que le MELCC a considéré en 2007 le potentiel substitutif du gaz naturel liquéfié importé aux terminaux d'Énergie Cacouna et de Rabaska, alors qu'il a émis des doutes en 2021 à l'égard du potentiel substitutif du gaz naturel liquéfié exporté à partir du projet Énergie Saguenay.

318. Premièrement, les projets Énergie Cacouna et Rabaska incluaient des terminaux maritimes d'importation, alors que le projet Énergie Saguenay consistait en un terminal d'exportation. Les projets Énergie Cacouna et Rabaska étaient destinés à alimenter des clients du Québec, de l'Ontario et du nord-est des États-Unis,⁴⁰⁸ alors que le projet Énergie Saguenay était destiné à approvisionner des clients internationaux encore inconnus au moment de l'évaluation environnementale. Dans le cas du projet Énergie Cacouna, le Québec était mieux à même de prévoir la répartition des sources d'énergie qui résulterait de l'ajout d'un terminal méthanier d'importation sur son territoire, incluant le remplacement d'énergies plus polluantes par le gaz naturel. Dans son rapport sur le projet Rabaska, le MELCC a estimé que l'arrivée d'une nouvelle source de gaz naturel sur le territoire du Québec aurait pour effet d'« entraîner une baisse des prix de vente de ce combustible et ainsi favoriser une meilleure compétition avec le mazout »,⁴⁰⁹ ce qui

⁴⁰⁷ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 52. ↩

⁴⁰⁸ C-0350-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de terminal méthanier Énergie Cacouna sur le territoire de la Municipalité de Cacouna par TransCanada PipeLines Limited, Dossier 3211-04-041, 22 juin 2007, p. iii; C-0351-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale Projet Rabaska Partie relative à l'implantation d'un terminal méthanier sur le territoire de la Ville de Lévis, Dossier 3211-04-039, 19 octobre 2007, p. iii. ↩

⁴⁰⁹ C-0351-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale Projet Rabaska Partie relative à l'implantation d'un terminal méthanier sur le territoire de la Ville de Lévis, Dossier 3211-04-039, 19 octobre 2007, p. 34. ↩

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« serait de nature à inciter la substitution de ce type de combustible en faveur du gaz naturel, moins générateur de GES ».⁴¹⁰ Le Québec disposait en outre de leviers, établis au Plan d'action 2006-2012, pour favoriser la substitution d'énergies plus polluantes par le gaz naturel lorsque l'électricité ne convient pas.⁴¹¹ Dans le cas du projet Énergie Saguenay, le MELCC n'était pas en mesure de confirmer la thèse de GNL Québec quant à l'effet substitutif de ses exportations de gaz naturel. Il ne lui était pas possible, en ne connaissant pas la localisation des futurs clients, de prévoir l'effet de ces exportations sur la répartition des sources d'énergie dans des juridictions étrangères, pas plus qu'il n'était possible pour le Québec de mettre en place des mesures incitant le transfert énergétique vers des énergies moins polluantes dans ces juridictions.

319. Deuxièmement, entre 2007 et 2021, l'Agence internationale de l'énergie (ci-après « AIE ») a publié deux rapports qui grandement influencé l'analyse par le MELCC des allégations de GNL Québec quant à l'effet substitutif de son gaz naturel liquéfié. « The Role of Gas in Today's Energy Transition » ⁴¹², publié en 2019, remet en perspective le rôle du gaz naturel liquéfié dans la transition énergétique mondiale. « Net Zero by 2050 » ⁴¹³, publié en 2021, prévoit que pour atteindre la carboneutralité du système énergétique mondial d'ici à 2050 et ainsi limiter le réchauffement à +1,5 degré Celsius conformément à l'Accord de Paris, la demande de gaz naturel devra diminuer de 55 % entre 2020 et 2050. Ce sont ces scénarios énergétiques qui ont amené le MELCC à conclure, dans le cas du projet Énergie Saguenay, que les avantages environnementaux du gaz naturel liquéfié seraient de court terme,⁴¹⁴ alors qu'il n'avait pas émis de doutes similaires

⁴¹⁰ C-0351-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale Projet Rabaska Partie relative à l'implantation d'un terminal méthanier sur le territoire de la Ville de Lévis, Dossier 3211-04-039, 19 octobre 2007, p. 34. ↩

⁴¹¹ C-0350-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de terminal méthanier Énergie Cacouna sur le territoire de la Municipalité de Cacouna par TransCanada PipeLines Limited, Dossier 3211-04-041, 22 juin 2007, p. vii : « En établissant un système de redevances sur les hydrocarbures qui seront calculées au prorata des émissions de CO2 éq., le plan d'action 2006-2012 de lutte contre les changements climatiques du Québec devrait être un facteur supplémentaire favorisant la substitution de combustion vers le gaz naturel lorsque l'électricité ne convient pas. » ↩

⁴¹² R-0069-ENG, Agence internationale de l'énergie, « The role of Gas in Today's Energy Transitions », juillet 2019. ↩

⁴¹³ R-0070-ENG, Agence internationale de l'énergie, « Net Zero by 2050 », mai 2021. ↩

⁴¹⁴ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 45, 50-54 : « Pour les marchés développés comme ceux des Etats-Unis et de l'Union européenne, le passage du charbon au gaz serait une bonne option à court terme pour réduire les émissions [...] »; « Dans ce contexte, bien que le gaz naturel liquéfié pourrait s'avérer une énergie de transition sur un horizon à court terme, plusieurs experts indiquent qu'il risque d'entraîner un verrouillage dans l'utilisation de cette énergie fossile à moyen et long terme empêchant ou retardant l'utilisation d'énergie moins émettrice de GES. »; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 64 : « Il en va ↩

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à l'égard du gaz naturel liquéfié importé aux projets Énergie Cacouna et Rabaska 14 ans plus tôt, en l'absence de pareilles études.

320. En somme, le MELCC n'a pas mené l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les émissions de GES dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles il a mené l'évaluation des effets des projets Énergie Cacouna et Rabaska sur les émissions de GES. Le traitement différencié appliqué par le MELCC à l'égard des prétentions de GNL Québec quant au potentiel substitutif du gaz naturel liquéfié s'explique par les politiques publiques du Québec en matière de réduction des émissions de GES et les études les plus récentes quant au potentiel du gaz naturel liquéfié comme énergie de transition, et non par la nationalité des promoteurs.

(ii) Projet Stolt LNGaz

321. Le projet Stolt LNGaz consistait en la construction et l'exploitation d'une usine de liquéfaction de gaz naturel à Bécancour, Québec. Il visait à approvisionner en priorité le marché québécois, particulièrement les clients des régions éloignées n'ayant pas accès au réseau existant de distribution de gaz naturel par gazoduc.⁴¹⁵

322. La demanderesse allègue dans son mémoire que le « MELCC accorded more favourable treatment to Stolt LNGaz than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions ».⁴¹⁶ Elle affirme que le projet Stolt LNGaz était comparable à Énergie Saguenay, puisque les deux projets incluaient une usine de liquéfaction de gaz naturel.⁴¹⁷

323. Cette ressemblance, en elle-même, est insuffisante pour conclure que le MELCC a évalué les émissions de GES du projet Énergie Saguenay dans des « circonstances analogues » à celles

de même pour la transition énergétique qui pourrait s'amorcer dans certains pays, où le GNL pourrait s'avérer être une énergie de transition à court terme. Mais selon plusieurs experts, il risque d'entraîner un verrouillage dans l'utilisation de cette énergie fossile empêchant ou retardant l'utilisation d'énergies moins émettrices de GES. »

⁴¹⁵ C-0355-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de construction d'une installation de liquéfaction de gaz naturel sur le territoire de la ville de Bécancour par Stolt LNGaz Inc., Dossier 3211-10-018, 6 août 2015, p. iii. ↩

⁴¹⁶ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 498. ↩

⁴¹⁷ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 494. ↩

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dans lesquelles il a évalué les émissions du projet Stolt LNGaz. Les circonstances pertinentes à l'évaluation du MELCC diffèrent grandement entre les deux projets.

324. Premièrement, les circonstances entourant l'évaluation par le MELCC des émissions de GES des projets Énergie Saguenay et Stolt LNGaz se distinguent sur la base des marchés visés par chacun des projets. C'est en raison de cette différence que le MELCC a accepté, dans le cadre de son analyse des émissions de GES, la thèse du promoteur de Stolt LNGaz voulant que le gaz naturel liquéfié issu de son projet remplace des combustibles plus polluants, alors qu'il a émis des doutes quant au potentiel substitutif du gaz naturel liquéfié issu du complexe d'Énergie Saguenay.

325. Comme le reconnaît la demanderesse,⁴¹⁸ le promoteur du projet Stolt LNGaz prévoyait approvisionner des clients industriels en région éloignée non couverts par le réseau de distribution de gaz naturel de Gaz Métro (Énergir), c'est-à-dire dans les régions de la Côte-Nord, du Bas-Saint-Laurent, du Nord-du-Québec et du Labrador.⁴¹⁹ C'est en tenant compte de cette clientèle visée que le MELCC a mené son analyse du potentiel substitutif du gaz naturel et qu'il a conclu ce qui suit à l'égard du projet Stolt LNGaz sur l'atteinte des cibles de réduction du Québec : « De ce fait, si une grande partie du gaz naturel était consommé au Québec, en remplacement de combustibles plus polluants, le projet de Stolt LNGaz Inc. contribuerait à l'atteinte de la cible de réduction du Québec fixée pour 2020. »⁴²⁰

326. Le projet Énergie Saguenay, en revanche, ne visait pas à approvisionner des clients au Québec n'ayant pas accès au gaz naturel et par le fait même, susceptibles d'utiliser cette source d'énergie en remplacement de combustibles plus polluants. GNL Québec prévoyait plutôt approvisionner des clients internationaux, encore inconnus au moment de l'évaluation environnementale. Ainsi, le MELCC n'était pas en mesure de confirmer la thèse de GNL Québec quant à l'effet substitutif de ses exportations de gaz naturel, parce qu'il lui était impossible, en ne

⁴¹⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 493. ↩

⁴¹⁹ C-0355-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de construction d'une installation de liquéfaction de gaz naturel sur le territoire de la ville de Bécancour par Stolt LNGaz Inc., Dossier 3211-10-018, 6 août 2015, p. iii. ↩

⁴²⁰ C-0355-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de construction d'une installation de liquéfaction de gaz naturel sur le territoire de la ville de Bécancour par Stolt LNGaz Inc., Dossier 3211-10-018, 6 août 2015, p. iv. ↩

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connaissant pas la localisation des futurs clients, de prévoir la répartition des sources d'énergie qui en résulterait dans des juridictions étrangères⁴²¹.

327. Deuxièmement, les circonstances dans lesquelles le MELCC a évalué les émissions de GES des projets Énergie Saguenay et Stolt LNGaz diffèrent en ce qui concerne le niveau d'ambition du Québec en matière de réduction des émissions de GES au moment des évaluations environnementales respectives de ces projets.

328. Pour ce qui est des circonstances entourant l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay, en juin 2021, le Canada réfère aux paragraphes 2961 à 302 ci-dessus. En 2015, au moment où le MELCC a rendu son rapport sur le projet Stolt LNGaz, la cible de réduction des émissions de GES du Québec se situait à 17 Mt à l'horizon 2020, correspondant à une réduction de 20% par rapport au niveau de 1990.⁴²² Cette cible est presque deux fois inférieure à celle qui était en vigueur au moment de l'évaluation du projet Énergie Saguenay, c'est-à-dire une réduction de 37,5% par rapport au niveau de 1990 à l'horizon 2030. La hausse du niveau d'ambition du Québec dans la lutte aux changements climatiques par la réduction des émissions de GES entre 2015 et 2021, combinée au fait que le projet Énergie Saguenay aurait émis 15 fois plus de GES que le projet Stolt LNGaz,⁴²³ justifie que le MELCC ait soumis les prétentions de GNL Québec à un examen plus rigoureux qu'il ne l'a fait pour le projet Stolt LNGaz.

329. Troisièmement, le régime d'évaluation environnementale applicable a évolué entre 2015 et 2021 en ce qui concerne la prise en compte des émissions de GES. L'évaluation par le MELCC

⁴²¹ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p.11 : « L'initiateur serait encore moins responsable et pas en mesure de contrôler l'utilisation qui serait faite du GNL livré aux clients situés à l'extérieur du Québec, que ces usages visent un remplacement d'énergies existantes (plus ou moins polluantes) ou représentent un simple ajout à l'offre énergétique. » et 52 : « Bien que l'avis de la DEC ne remette pas en question le rôle que pourrait encore jouer le gaz naturel dans les prochaines années et que le projet pourrait contribuer à des réductions d'émissions de GES à l'échelle mondiale, l'équipe d'analyse est d'avis que plusieurs incertitudes demeurent quant à l'apport concret que pourrait avoir le projet s'il était réalisé, sachant que les clients ne sont pas identifiés et que par conséquent, les ententes finales ne sont pas signées. » ↩

⁴²² R-0071-FRA, Ministère du Développement durable, de l'Environnement et des Parcs du Québec, Le Québec en action vert 2020 : Plan d'action 2013-2020 sur les changements climatiques, p. 47. ↩

⁴²³ Le projet Stolt LNGaz aurait émis 31 kt d'émissions de GES, par rapport à 453 kt pour le projet Énergie Saguenay. Voir C-0355-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de construction d'une installation de liquéfaction de gaz naturel sur le territoire de la ville de Bécancour par Stolt LNGaz Inc., Dossier 3211-10-018, 6 août 2015, p. 20-21; C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 38. ↩

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du projet Stolt LNGaz a précédé les modifications législatives de la procédure québécoise d'évaluation et d'examen des impacts sur l'environnement entrées en vigueur en mars 2018. Comme le Canada l'explique au paragraphe 299 ci-dessus, ces modifications législatives incluaient l'ajout des émissions de GES attribuables à un projet évalué parmi les éléments que le ministre doit prendre en considération dans son analyse des impacts du projet sur la qualité de l'environnement. Comme l'évaluation par le MELCC du projet Énergie Saguenay a quant à elle suivi ces modifications législatives, le MELCC a accordé une plus grande importance à l'enjeu des émissions de GES dans son rapport conformément au nouveau régime applicable⁴²⁴.

330. En ce qui concerne l'allégation de la demanderesse selon laquelle le MELCC a consacré seulement une page de son rapport sur les émissions de GES du projet Stolt LNGaz, alors qu'elle a consacré 20 pages à la même question dans le cas du projet Énergie Saguenay, ⁴²⁵ le Canada soutient que cette différence témoigne justement de l'importance accrue qu'accordaient le gouvernement du Québec et la population québécoise à l'enjeu de la réduction des émissions de GES en 2021 par rapport à 2015 et reflète les changements issus de la réforme de la procédure d'évaluation des impacts sur l'environnement. La longueur de la section sur l'évaluation des émissions de GES dans le rapport du MELCC sur le projet Énergie Saguenay est également un corolaire de la longueur des études et des observations soumises par GNL Québec à cet égard. Seulement dans son étude d'impact, sans même tenir compte de ses réponses aux questions et commentaires du MELCC, GNL Québec a soumis pas moins de 176 pages d'analyse sur les émissions de GES de son projet, incluant le résumé de l'analyse,⁴²⁶ la note technique sur l'estimation des émissions de GES⁴²⁷ et l'analyse du cycle de vie du CIRAIG.⁴²⁸ De toute manière, le nombre de pages qu'a consacrées le MELCC à l'analyse d'un enjeu dans son rapport d'analyse

⁴²⁴ RWS-5, Duquette-FRA, ¶¶ 11-12. ↩

⁴²⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 495. ↩

⁴²⁶ C-0043-FRA, WSP, Projet Énergie Saguenay – Étude d'impact environnemental – version finale, janvier 2019, pp. 320-327. ↩

⁴²⁷ C-0200-FRA, Projet Énergie Saguenay – Étude d'impact environnemental – version finale, janvier 2019, Annexes Volume 2, Annexe 10-7 : Note technique – Évaluation des émissions de GES (32 pages). ↩

⁴²⁸ CD-0100-FRA, WSP Canada inc. (GNL Québec inc.), Projet Énergie Saguenay, Étude d'impact environnemental - version finale Annexes Volume 1, janvier 2019 (Doc. No. PR3.2), Annexe 2: Analyse du cycle de vie du terminal de liquéfaction de gaz naturel du Saguenay (137 pages). ↩

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environnementale ne constitue pas un « traitement » en soi et n'appuie aucunement la thèse de la demanderesse.

331. En somme, le MELCC n'a pas mené l'évaluation des effets des émissions de GES du projet Énergie Saguenay dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles il a mené l'évaluation des émissions de GES du projet Stolt LNGaz. Toute différence identifiée par la demanderesse quant aux évaluations des émissions de GES de chacun de ces projets s'explique aisément par les motifs énoncés ci-dessus sans qu'il soit nécessaire d'y voir une discrimination fondée sur la nationalité des promoteurs.

(iii) Projet de Métaux Blackrock

332. Le projet Métaux Blackrock visait la construction et l'exploitation d'une usine de transformation de concentré de vanadium-titane-magnétite en fonte brute et en ferrovanadium à Saguenay, Québec.⁴²⁹

333. Dans son mémoire, la demanderesse allègue que « the MELCC accorded more favourable treatment to Blackrock than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions ».⁴³⁰ Elle estime que les projets Énergie et Métaux Blackrock étaient comparables, puisque leurs opérations concernaient la transformation de ressources naturelles et qu'ils devaient émettre des niveaux similaires de GES.⁴³¹

334. Elle s'appuie sur la prétention selon laquelle le MELCC n'aurait pas considéré les émissions en aval des ventes des produits de Métaux Blackrock,⁴³² alors qu'il aurait exigé de GNL Québec qu'elle démontre que la consommation de gaz naturel liquéfié issu de son projet résultera en une diminution nette des émissions de GES.⁴³³ Le MELCC n'a pas exigé une telle démonstration de la part de GNL Québec quant aux émissions en aval, pas plus qu'il ne l'a exigé de la part de

⁴²⁹ C-0218-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet d'usine de transformation de concentré de fer en fonte brute et en ferrovanadium sur le territoire de la ville de Saguenay par Métaux BlackRock inc., Dossier 3211-14-038, 27 février 2019, p. iii. ↩

⁴³⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 506. ↩

⁴³¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 500. ↩

⁴³² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 501-502. ↩

⁴³³ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 504. ↩

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Métaux Blackrock. Nulle part dans la Directive de décembre 2015 pour le projet Énergie Saguenay le MELCC ne mentionne une exigence de fournir cette démonstration.⁴³⁴ C'est plutôt GNL Québec qui, dans une tentative de verdir son projet de transformation d'énergie fossile, a avancé, dans la section « Contexte et raison d'être du projet » de son étude d'impact, que son projet permettrait de diminuer le bilan carbone à l'échelle globale, notamment par le remplacement d'énergies plus polluantes par le gaz naturel liquéfié.⁴³⁵ C'est la raison pour laquelle le MELCC a questionné GNL Québec à ce sujet, et a consacré une partie de son rapport d'analyse environnementale à mettre à l'épreuve cette prétention.⁴³⁶

335. Le MELCC a ultimement émis des doutes quant au potentiel substitutif du gaz naturel liquéfié du projet Énergie Saguenay en se fondant, notamment, sur les projections énergétiques les plus récentes de l'Agence internationale de l'énergie, publiées en juillet 2019 et en mai 2021.⁴³⁷ Ces projections tenaient compte des objectifs internationaux de carboneutralité à l'horizon 2050, que le Québec a soutenus en prenant l'engagement d'atteindre la carboneutralité à l'horizon 2050 (tel que reflété dans son PEV 2030), en adhérant au Protocole d'accord pour le leadership climatique mondial et en se dotant d'une cible de réduction de 80 à 95 % des émissions de GES à l'horizon 2050 par rapport à 1990.⁴³⁸

336. En outre, le traitement accordé par le MELCC au projet Énergie Saguenay relativement à l'évaluation des émissions de GES en aval ne peut être comparé à celui accordé au projet Métaux Blackrock, étant donné les enjeux largement différents des deux projets. Le projet Métaux Blackrock, relevant de l'industrie métallurgique, visait à extraire une matière première qui remplit un usage unique et qui n'émet pas de GES lors de sa consommation. En revanche, le projet Énergie

⁴³⁴ C-0198-FRA, MELCC-DGEES, Directive pour le projet Énergie Saguenay de construction d'un complexe de liquéfaction de gaz naturel sur le territoire de la ville de Saguenay par GNL Québec inc., Dossier 3211-10-021, Doc. No. PR2.1, décembre 2015 (« Directive du MELCC du 10 décembre 2015 »). ↩

⁴³⁵ C-0043-FRA, WSP, Projet Énergie Saguenay – Étude d'impact environnemental – version finale, janvier 2019, p. 4: « Tout en demeurant conservateur dans les calculs réalisés, les diminutions d'émission de GES anticipées par rapport à la situation actuelle sont considérables et bénéfiques pour l'environnement à l'échelle globale. » Voir aussi pp. 5 et 39. ↩

⁴³⁶ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 58. ↩

⁴³⁷ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 50-54; R-0069-ENG, Agence internationale de l'énergie, « The role of Gas in Today's Energy Transitions », juillet 2019; R-0070-ENG, Agence internationale de l'énergie, « Net Zero by 2050 », mai 2021. ↩

⁴³⁸ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 45. ↩

[Page 124]

Saguenay, relevant de l'industrie gazière, visait à produire une source d'énergie émettrice de GES, le gaz naturel liquéfié, qui peut se substituer ou pire s'ajouter à la fois à des sources d'énergies plus polluantes, comme le charbon, le mazout ou le pétrole, ou moins polluantes, comme le solaire et l'éolien. Ainsi, les circonstances relatives à l'analyse des émissions de GES du gaz naturel liquéfié du projet Énergie Saguenay se distinguent clairement de celles entourant l'analyse des émissions de GES du titane, de la fonte brute de fer et du ferrovanadium issus du projet Métaux Blackrock⁴³⁹.

337. En somme, le MELCC n'a pas mené l'évaluation des effets des émissions de GES du projet Énergie Saguenay dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles il a mené l'évaluation des émissions de GES du projet Métaux Blackrock. Toute différence identifiée par la demanderesse entre les évaluations des émissions de GES de chacun de ces projets s'explique par des motifs qui sont entièrement indépendants de la nationalité des promoteurs des deux projets.

b) L'évaluation par l'Agence des effets du projet Énergie Saguenay sur les émissions de GES n'a pas été menée dans des circonstances analogues à celles de l'évaluation des autres projets identifiés par la demanderesse

338. Pour tous les projets soumis à une évaluation au titre de la LCÉE 2012, l'Agence mène une évaluation des effets environnementaux directs et cumulatifs des projets sur les émissions de GES puisqu'il s'agit d'effets environnementaux transfrontaliers au sens des alinéas 5(1)b)(ii) et 5(1)b)(iii) de la LCÉE 2012, c'est-à-dire d'effets impliquant des changements à l'environnement traversant les frontières provinciales et internationales.⁴⁴⁰ Cette évaluation s'inscrit dans l'effort du Canada de documenter et de réduire ses émissions de GES de manière à atteindre les cibles de réduction qu'il s'est fixées et à se conformer à ses engagements internationaux en la matière⁴⁴¹.

339. La détermination par l'Agence de l'importance des effets environnementaux d'un projet sur les émissions de GES s'appuie sur un examen de la contribution du projet aux émissions totales du pays et de la province où le projet serait réalisé, en regard des objectifs applicables de réduction

⁴³⁹ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 58. ↩

⁴⁴⁰ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 8. ↩

⁴⁴¹ RER-3, Powell-ENG, ¶ 118; RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 61. ↩

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des émissions et de lutte aux changements climatiques⁴⁴². Ainsi, les émissions de GES issues du projet et le pourcentage que ces émissions représentent par rapport aux émissions nationales au moment de l'évaluation constituent des circonstances factuelles pertinentes pour l'analyse des « circonstances analogues ».

(i) Projet de terminal d'exportation LNG Canada

340. Le projet LNG Canada incluait la construction et l'opération d'une usine de liquéfaction de gaz naturel et d'un terminal maritime à Kitimat, dans le nord-ouest de la Colombie-Britannique.⁴⁴³

341. La demanderesse affirme dans son mémoire que « the EAO [Environmental Assessment Office] accorded more favourable treatment to LNG Canada than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions. »⁴⁴⁴ Or, le Environmental Assessment Office de la Colombie-Britannique n'a jamais évalué les émissions de GES du projet Énergie Saguenay. C'est plutôt l'Agence qui a mené cette évaluation. L'EAO ne peut donc pas avoir accordé un traitement plus favorable à LNG Canada qu'à Énergie Saguenay.

342. En supposant que le Tribunal considère que le promoteur du projet LNG Canada est un investisseur canadien – ce que le Canada conteste⁴⁴⁵ – et applique en conséquence l'article 1102 de l'ALÉNA, le paragraphe 3 de l'article 1102 de l'ALÉNA exclut spécifiquement la comparaison entre un traitement provincial et un traitement fédéral pour déterminer ce qui constitue un « traitement non moins favorable » qu'une Partie accorde à ses propres investisseurs ou aux investissements effectués par ceux-ci. En ce qui concerne une province, ce traitement est « un traitement non moins favorable que le traitement le plus favorable accordé par [...] cette province, dans des circonstances analogues, aux investisseurs, et aux investissements effectués par les investisseurs, de la Partie sur le territoire de laquelle est situé l'État ou la province. » Comme

⁴⁴² RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 102, 105, 116. ↩

⁴⁴³ C-0358-ENG, LNG Canada Export Terminal Project, Assessment Report, Environmental Assessment Office, p. 12. ↩

⁴⁴⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 517. ↩

⁴⁴⁵ Comme expliqué ci-dessus, LNG Canada Development Inc., le promoteur du projet, n'est pas une entreprise canadienne. Elle est plutôt un consortium de quatre entreprises, dont une seulement est canadienne (Shell Canada Energy) alors que les autres sont japonaise, coréenne et chinoise. ↩

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l'évaluation environnementale fédérale du projet LNG Canada a été menée en tant qu'évaluation de substitution par l'EAO, une entité relevant du gouvernement provincial de la Colombie-Britannique, ce traitement peut seulement servir de comparateur pour un autre projet situé dans cette province et évalué dans des circonstances analogues. Comme le projet Énergie Saguenay n'a pas été évalué par la province de la Colombie-Britannique, aucune comparaison entre les deux projets n'est admissible au titre de l'article 1102 de l'ALÉNA.

343. L'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les émissions des GES n'a donc pas été menée par l'Agence dans des « circonstances analogues » à celles dans lesquelles l'EAO a mené l'évaluation des effets du projet LNG Canada, précisément parce que l'Agence et l'EAO ne sont pas la même autorité juridictionnelle, l'une relevant du gouvernement fédéral et l'autre, d'un gouvernement provincial. Il ne peut donc pas y avoir de comparaison entre ces deux projets aux fins d'une réclamation en vertu des articles 1102 et 1103.⁴⁴⁶

(ii) Projet Pacific NorthWest

344. Le projet Pacific NorthWest consistait en la construction et l'opération d'une usine pour la liquéfaction, l'entreposage et l'exportation de gaz naturel liquéfié au sud de Prince Rupert, en Colombie-Britannique. Le projet incluait également la construction et l'opération d'un terminal maritime pour transborder le gaz naturel sur des navires à destination des marchés d'exportation en Asie sur la côte du Pacifique.⁴⁴⁷

345. La demanderesse soutient que « the CEAA accorded more favourable treatment to Pacific NorthWest than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions ».⁴⁴⁸ Elle affirme que les projets Énergie Saguenay et Pacific NorthWest étaient comparables puisqu'ils incluaient un complexe de liquéfaction de gaz naturel et un terminal maritime.⁴⁴⁹

⁴⁴⁶ CL-0028-ENG, Merrill & Ring – Sentence, ¶ 89: « [...] the proper comparison is between investors which are subject to the same regulatory measures under the same jurisdictional authority [...] » ↩

⁴⁴⁷ C-0361-ENG, Pacific NorthWest Project, Environmental Assessment Report, p. iii. ↩

⁴⁴⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 525. ↩

⁴⁴⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 519. ↩

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346. Bien que la nature des projets Énergie Saguenay et Pacific NorthWest soit comparable, les circonstances dans lesquelles l'Agence a évalué les émissions de GES des deux projets diffèrent.

347. Premièrement, l'Agence a évalué le projet Énergie Saguenay (novembre 2021)⁴⁵⁰ plus de cinq ans après le projet Pacific NorthWest (septembre 2016).⁴⁵¹ Entre ces deux dates, le Canada a fortement augmenté ses engagements en matière de réduction des émissions de GES, ce qui est un élément pris en compte par l'Agence dans ses évaluations en la matière⁴⁵². Entre septembre 2016 et novembre 2021, le Canada a ratifié l'Accord de Paris (5 octobre 2016), un accord international visant à renforcer la réponse mondiale aux changements climatiques en établissant l'objectif de limiter la hausse de la température planétaire bien en-deçà de 2 degrés Celsius⁴⁵³. En 2021, le Canada a renforcé son nouvel objectif de réduction des émissions de GES à l'horizon 2030 le faisant passer de 30% (objectif de 2015) à 40 à 45% par rapport au niveau de 2005⁴⁵⁴. Le 29 juin 2021, le Canada a sanctionné la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité, qui formalise l'objectif du Canada d'atteindre la carboneutralité d'ici à 2050⁴⁵⁵.

348. Deuxièmement, les projets Énergie Saguenay et Pacific NorthWest n'étaient pas situés dans la même province, ce qui a influencé les points de repère employés par l'Agence pour évaluer l'importance des effets négatifs attribuables aux émissions de GES. Bien que l'Agence ait dans les deux cas examiné les émissions anticipées des deux projets en regard des objectifs de réduction de gouvernement fédéral, elle a également tenu compte des niveaux d'émissions et des cibles de

⁴⁵⁰ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale. ↩

⁴⁵¹ C-0361-ENG, Pacific NorthWest Project, Environmental Assessment Report. ↩

⁴⁵² RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 102, 105, 116. ↩

⁴⁵³ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 15. ↩

⁴⁵⁴ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 34. ↩

⁴⁵⁵ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 34. ↩

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réduction de chaque province, qui n'étaient pas les mêmes pour la Colombie-Britannique en 2016,⁴⁵⁶ d'une part, et le Québec en 2021,⁴⁵⁷ d'autre part.

349. En somme, l'Agence n'a pas mené l'évaluation des effets des émissions de GES du projet Énergie Saguenay dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles elle a mené l'évaluation à l'égard du projet Pacific NorthWest. Malgré ces circonstances différentes, l'Agence a tout de même utilisé la même approche pour évaluer les émissions de GES des deux projets et est parvenue à la même conclusion, comme le Canada l'explique ci-dessous.

(iii) Projet Terminal en rive nord

350. Le projet Terminal en rive nord impliquait la construction et l'exploitation d'un terminal portuaire destiné à accueillir des navires vraquiers et situé à hauteur de la municipalité de Sainte-Rose-du-Nord, à environ 45 kilomètres de la ville de Saguenay, Québec.⁴⁵⁸

351. En ce qui concerne le projet Terminal en rive nord, la demanderesse soutient que « the CEAA accorded more favourable treatment to NorthShore Terminal than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions. »⁴⁵⁹

352. Elle affirme que la nature du projet Terminal en rive nord était comparable au projet Énergie Saguenay puisque les deux projets impliquaient un terminal maritime destiné à encourager la navigation sur le Saguenay et étaient situés sur les rives opposées de la rivière Saguenay.⁴⁶⁰

353. Ces ressemblances entre les deux projets sont d'une pertinence limitée pour déterminer si l'Agence a évalué les émissions de GES d'Énergie Saguenay et celles du projet Terminal en rive

⁴⁵⁶ Dans son rapport sur le projet Pacific NorthWest, l'Agence rapporte que le projet augmenterait de 7,2% les émissions de GES de la province de la Colombie-Britannique et aurait des effets résiduels négatifs importants en regard des cibles provinciales de réduction des émissions de GES. Voir C-0361-ENG, Pacific NorthWest Project, Environmental Assessment Report, pp. 41-42. ↩

⁴⁵⁷ Dans son rapport sur le projet Énergie Saguenay, l'Agence rapporte que le Québec s'est engagé dans son Plan pour une économie verte en 2020 à réduire de 37,5% ses émissions de GES d'ici 2030 puis d'atteindre la carboneutralité d'ici 2050. Voir CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 51. ↩

⁴⁵⁸ CD-0067-FRA, Agence canadienne d'évaluation environnementale, Terminal maritime en rive nord du Saguenay, Rapport d'évaluation environnementale, octobre 2018, p. 14. ↩

⁴⁵⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 530. ↩

⁴⁶⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 527. ↩

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nord dans des « circonstances analogues ». Le fait qu'Énergie Saguenay implique un terminal maritime ou qu'il soit situé à un endroit donné sur la rivière Saguenay n'est pas un facteur déterminant pour l'évaluation des émissions de GES. Les circonstances pertinentes aux fins de cette évaluation sont les émissions de GES résultant du projet et leur contribution en pourcentage par rapport aux émissions du Québec et du Canada au moment de l'évaluation. Ce sont ces facteurs que l'Agence a pris en compte pour déterminer l'importance des effets du projet sur les émissions de GES.⁴⁶¹

354. Les circonstances dans lesquelles l'Agence a évalué les émissions de GES des projets Énergie Saguenay et Terminal en rive nord se distinguent sur chacun de ces facteurs.

355. Premièrement, alors que le projet Énergie Saguenay aurait engendré des émissions directes annuelles de 459 kilotonnes (kt) d'émissions de GES pendant la phase d'opération,⁴⁶² le projet Terminal en rive nord n'en aurait engendré que 0,339 kt.⁴⁶³ Ainsi, le volume estimé d'émissions directes du projet Énergie Saguenay était 1354 fois plus élevé que celui du Terminal en rive nord⁴⁶⁴. Deuxièmement, les émissions directes et indirectes du projet Énergie Saguenay⁴⁶⁵ auraient représenté un volume plus de quatre fois supérieur à celui des émissions équivalentes⁴⁶⁶ du projet Terminal en rive nord.⁴⁶⁷

356. Selon ce qui précède, l'Agence n'a pas mené l'évaluation des effets des émissions de GES du projet Énergie Saguenay dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles elle a

⁴⁶¹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 118, 144. ↩

⁴⁶² CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 42. ↩

⁴⁶³ CD-0067-FRA, Agence canadienne d'évaluation environnementale, Terminal maritime en rive nord du Saguenay, Rapport d'évaluation environnementale, octobre 2018, p. 72. ↩

⁴⁶⁴ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 146. ↩

⁴⁶⁵ Les émissions directes (procédé de liquéfaction), indirectes (transit des navires-citernes, énergie électrique et celles liées au changement d'affectation des terres du projet, en exploitation. ↩

⁴⁶⁶ Les émissions directes (camionnage sur le site), indirectes (camionnage du minerai et des marchandises à l'extérieur du site, transit des navires, production électrique), en exploitation. ↩

⁴⁶⁷ Les émissions directes et indirectes du projet Énergie Saguenay auraient représenté 0,6 % des émissions de GES du Québec et 0,07 % des émissions de GES du Canada, alors que les émissions directes et indirectes du projet Terminal en rive nord n'auraient représenté que 0,13 % des émissions du Québec et 0,015 % de celles du Canada. CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 50; CD-0067-FRA, Agence canadienne d'évaluation environnementale, Terminal maritime en rive nord du Saguenay, Rapport d'évaluation environnementale, octobre 2018, p. 72. ↩

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mené l'évaluation à l'égard du projet Terminal en rive nord. Les conclusions différentes qu'elle a tirées à l'égard de l'importance des effets des projets Énergie Saguenay et Terminal en rive nord sur les émissions de GES se fondent sur les circonstances factuelles propres à chacun de ces projets, c'est-à-dire leur volume respectif d'émissions de GES et leur contribution en pourcentage aux émissions nationales et globales, et non la nationalité des promoteurs.

(iv) Projet Bay du Nord

357. Le projet Bay du Nord consistait en la construction et l'exploitation d'une installation flottante de production de pétrole et de gaz extracôtière dans la passe Flamande, à environ 500 kilomètres à l'est de St. John's, à Terre-Neuve-et-Labrador, dans l'océan Atlantique.⁴⁶⁸

358. Relativement au projet Bay du Nord, la demanderesse soutient que « the IAAC accorded more favourable treatment to Bay du Nord than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions. »⁴⁶⁹

359. Elle avance que la nature du projet Bay du Nord était comparable au projet Énergie Saguenay puisque les deux projets étaient dans le secteur de l'énergie et que leurs opérations émettraient des volumes importants de GES.⁴⁷⁰

360. Le volume d'émissions de GES issus des projets constitue une circonstance pertinente aux fins de l'évaluation des effets des projets sur les émissions de GES, tout comme la contribution du projet aux émissions nationales. Ce sont ces facteurs que l'Agence a pris en compte pour déterminer l'importance des effets des projets sur les émissions de GES.

361. Les circonstances dans lesquelles l'Agence a évalué les émissions de GES des projets Énergie Saguenay et Bay du Nord se distinguent sur chacun de ces facteurs.

362. Premièrement, alors que le projet Énergie Saguenay aurait engendré des émissions annuelles directes de 459 kt d'émissions de GES pendant la phase d'opération,⁴⁷¹ le projet Bay du

⁴⁶⁸ C-0365-ENG, Bay du Nord Development Project, Environmental Assessment Report, p. ii. ↩

⁴⁶⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 537. ↩

⁴⁷⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 532. ↩

⁴⁷¹ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 42. ↩

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Nord n'en aurait engendré que de 178 à 258 kt,⁴⁷² c'est-à-dire 2,6 à 1,8 fois moins. Deuxièmement, les émissions directes et indirectes du projet Énergie Saguenay⁴⁷³ auraient représenté 0,07 % des émissions de GES du Canada,⁴⁷⁴ alors que les émissions directes et indirectes du projet Bay du Nord auraient représenté au plus 0,03 % des émissions de GES du Canada.⁴⁷⁵ Ce sont ces différences qui justifient les conclusions différentes que l'Agence a tirées à l'égard des émissions de GES des projets – c'est-à-dire que les émissions du projet Énergie Saguenay seraient élevées en intensité,⁴⁷⁶ alors que celles du projet Bay du Nord seraient modérées en intensité (moderate in magnitude).⁴⁷⁷

363. L'allégation de la demanderesse selon laquelle l'Agence aurait omis d'évaluer les émissions de GES issues de l'utilisation du pétrole extrait à Bay du Nord, alors qu'elle aurait exigé de GNL Québec qu'elle démontre que l'usage du gaz naturel liquéfié aurait entraîné des réductions globales d'émissions de GES⁴⁷⁸ est sans fondement. Premièrement, comme l'expliquent Madame Bélanger et Monsieur Moffet dans leurs déclarations, l'Agence ne prend jamais en compte les émissions de GES en aval dans ses évaluations environnementales sous la LCÉE 2012⁴⁷⁹. C'est pourquoi l'Agence n'a pas évalué les émissions issues de l'utilisation du pétrole de Bay du Nord, ni les émissions issues de l'utilisation du gaz naturel liquéfié d'Énergie Saguenay⁴⁸⁰. Deuxièmement, l'Agence n'a pas exigé de GNL Québec qu'elle démontre que la consommation de gaz naturel liquéfié entraîne des réductions d'émissions de GES. L'Agence s'est seulement prononcée sur les prétentions mises de l'avant par GNL Québec concernant le potentiel de substitution d'énergies plus polluantes par le gaz naturel liquéfié issu de son projet. Si le promoteur

⁴⁷² C-0365-ENG, Bay du Nord Development Project, Environmental Assessment Report, p. 96. ↩

⁴⁷³ Les émissions directes (procédé de liquéfaction), indirectes (transit des navires-citernes, énergie électrique et celles liées au changement d'affectation des terres du projet, en exploitation. ↩

⁴⁷⁴ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 50. ↩

⁴⁷⁵ C-0365-ENG, Bay du Nord Development Project, Environmental Assessment Report, p. 97 : « Based on 2018 Canadian GHG emissions from ECCC, the Agency determined project GHG emissions would account for 0.03 percent or less of Canada's GHG emissions. » ↩

⁴⁷⁶ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 52; RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 121-122. ↩

⁴⁷⁷ C-0365-ENG, Bay du Nord Development Project, Environmental Assessment Report, p. 99. ↩

⁴⁷⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 534. ↩

⁴⁷⁹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 120; RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 68. ↩

⁴⁸⁰ RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 80. ↩

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n'avait pas avancé de telles prétentions, l'Agence n'aurait tout simplement pas abordé cette question dans son rapport⁴⁸¹.

364. Quant à l'allégation de la demanderesse selon laquelle l'Agence n'aurait pas abordé dans son rapport sur Bay du Nord le risque de « verrouillage carbone » (lock-in risk), alors qu'elle l'aurait fait dans son rapport sur Énergie Saguenay,⁴⁸² elle est également sans fondement. L'Agence n'utilise nulle part dans son rapport le terme « verrouillage carbone ». Dans le passage du rapport cité par la demanderesse, l'Agence réfère simplement aux inquiétudes soulevées par le MELCC quant à l'atteinte des cibles de réduction du Québec en lien avec sa conclusion que la contribution du projet aux émissions de GES serait continue, durable et irréversible en raison de la persistance du CO2 dans l'atmosphère. L'Agence a inclus exactement la même observation dans son rapport d'évaluation environnementale sur Bay du Nord.⁴⁸³

365. Selon ce qui précède, l'Agence n'a donc pas mené l'évaluation des effets des émissions de GES du projet Énergie Saguenay dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles elle a mené l'évaluation des émissions de GES du projet Bay du Nord.

(v) Projet Cedar LNG

366. Le projet Cedar LNG visait la construction et l'exploitation d'une installation flottante de traitement de gaz naturel liquéfié et un terminal d'exportation maritime près de Kitimat, en Colombie-Britannique.⁴⁸⁴

367. En ce qui concerne le projet Cedar LNG, la demanderesse allègue que « the IAAC accorded more favourable treatment to Cedar than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions. »⁴⁸⁵ Or, l'Agence n'a jamais évalué les émissions de GES du projet Cedar LNG. C'est plutôt l'EAO de la Colombie-Britannique qui a mené cette évaluation d'impact fédérale par le

⁴⁸¹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 121. ↩

⁴⁸² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 536. ↩

⁴⁸³ C-0365-ENG, Bay du Nord Development Project, Environmental Assessment Report, p. 99: « The GHG emissions would be continuous during operations and are considered irreversible due to the persistence of carbon dioxide in the atmosphere. » ↩

⁴⁸⁴ C-0368-ENG, Environmental Assessment Office, Cedar LNG Project – Environmental Assessment Report, 16 November 2022, p. 23; RWS-4, Coutu-FRA, ¶ 100. ↩

⁴⁸⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 545. ↩

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processus d'évaluation de substitution.⁴⁸⁶ L'Agence ne peut donc pas avoir accordé un traitement plus favorable à Cedar LNG qu'à Énergie Saguenay.

368. L'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les émissions des GES n'a donc pas été menée par l'Agence dans des « circonstances analogues » à celles dans lesquelles l'EAO a mené l'évaluation des effets du projet Cedar LNG, précisément parce que l'Agence et l'EAO ne sont pas la même autorité juridictionnelle. Le paragraphe 1102(3) de l'ALÉNA fait également obstacle à la comparaison entre le traitement accordé par un gouvernement provincial (l'EAO) et celui accordé par le gouvernement fédéral (l'Agence). Le Canada réfère à ses observations au paragraphe 343 à ce sujet.

369. En outre, ces deux projets n'ont pas été soumis au même régime réglementaire quant à l'évaluation des émissions de GES⁴⁸⁷. L'évaluation du projet Énergie Saguenay a été menée en vertu de la LCÉE 2012, alors que celle du projet Cedar LNG a été menée en vertu de LEI puisque le projet Cedar LNG a été soumis pour évaluation après l'entrée en vigueur de la LEI.⁴⁸⁸ Ces deux lois présentent des exigences très différentes en matière d'estimation, d'évaluation et de réduction des GES. Comme l'explique Madame Coutu dans sa déclaration, la LEI établit un nouveau processus pour évaluer les effets sur l'environnement des projets soumis à une évaluation d'impact fédérale⁴⁸⁹. Notamment, les projets soumis à la LEI sont également soumis au cadre de l'Évaluation stratégique des changements climatiques, ce qui n'était pas le cas pour ceux soumis à LCÉE 2012.⁴⁹⁰ La LEI exige également des promoteurs qu'ils élaborent un plan de carboneutralité décrivant comment leur projet atteindra des émissions nettes nulles d'ici à 2050, ce qui n'était pas

⁴⁸⁶ C-0365-ENG, Bay du Nord Development Project, Environmental Assessment Report, p. 23; RWS-4, Coutu-FRA, ¶ 99; RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 81. ↩

⁴⁸⁷ RWS-4, Coutu-FRA, ¶ 100; RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 81. ↩

⁴⁸⁸ C-0368-ENG, Environmental Assessment Office, Cedar LNG Project – Environmental Assessment Report, 16 November 2022, p. 23. ↩

⁴⁸⁹ RWS-4, Coutu-FRA, ¶ 36. ↩

⁴⁹⁰ RWS-4, Coutu-FRA, ¶ 40; RWS-9, Moffet-ENG, ¶ 51. ↩

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requis sous la LCÉE 2012.⁴⁹¹ Il ne peut donc pas y avoir de comparaison entre ces deux projets aux fins d'une réclamation en vertu des articles 1102 et 1103.⁴⁹²

370. Même en supposant que les différences en termes d'autorité juridictionnelle et de régime réglementaire applicable ne fassent pas obstacle à la comparaison des projets Énergie Saguenay et Cedar LNG, les circonstances factuelles propres aux projets justifient que l'Agence et l'EAO n'aient pas tiré les mêmes conclusions quant à l'importance des effets de chacun de ces projets sur les émissions de GES. Ainsi, les circonstances entourant l'évaluation des émissions de GES de chacun des projets ne sont pas « analogues ».

371. Les circonstances pertinentes aux fins de cette évaluation sont les émissions de GES résultant du projet et leur contribution en pourcentage par rapport aux émissions nationales au moment de l'évaluation. Ce sont ces facteurs que l'Agence, d'une part, et l'EAO, d'autre part, ont pris en compte pour déterminer l'importance des effets négatifs des projets Énergie Saguenay et Cedar LNG sur les émissions de GES.

372. Comme le note la demanderesse,⁴⁹³ le projet Énergie Saguenay aurait généré deux fois plus d'émissions de GES que le projet Cedar LNG, soit 459 kt d'émissions annuelles directes pendant la phase d'opération pour Énergie Saguenay⁴⁹⁴ par rapport à 226,6 kt d'émissions annuelles directes pendant la phase d'opération pour le projet Cedar LNG.⁴⁹⁵ De manière corolaire, le projet

⁴⁹¹ RWS-4, Coutu-FRA, ¶ 107. ↩

⁴⁹² CL-0028-ENG, Merrill & Ring – Sentence, ¶ 89: « [...] the proper comparison is between investors which are subject to the same regulatory measures under the same jurisdictional authority [...] » ↩

⁴⁹³ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 541: « This translates to just over half the volume of GHG emissions that the GNLQ's operations were expected to generate per year (i.e., 488,500 tons) [...]. » ↩

⁴⁹⁴ Voir CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 42. ↩

⁴⁹⁵ C-0368-ENG, Environmental Assessment Office, Cedar LNG Project – Environmental Assessment Report, 16 November 2022, p. 403. ↩

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Énergie Saguenay aurait représenté une contribution deux fois plus importante aux émissions nationales,⁴⁹⁶ en termes d'émissions directes et indirectes.⁴⁹⁷

373. Quant à l'allégation de la demanderesse selon laquelle l'EAO a remarqué que « Cedar LNG could have a positive impact on GHG emissions globally, if the importing countries were to use the natural gas as a replacement for coal in power production, due to the fact that natural gas-fired electricity generation results in approximately 40 percent less GHG emissions than coal-fired electricity generation [...] » alors que l'Agence n'a pas fait une telle remarque à l'égard du projet Énergie Saguenay dans son rapport,⁴⁹⁸ le Canada soumet qu'il s'agit seulement d'une hypothèse, au demeurant assortie d'une condition (« if the importing countries were to use the natural gas as a replacement for coal in power production »), sur la base de laquelle l'EAO n'a tiré aucune conclusion. La section d'analyse et de conclusion sur les émissions de GES du rapport (6.4.4 The EAO's Analysis and Conclusion on Effects to Greenhouse Gas Emissions) ne contient pas une seule mention ou référence à cette hypothèse de substitution.⁴⁹⁹

374. Par ailleurs, dans son rapport sur le projet Énergie Saguenay, l'Agence a rapporté la même hypothèse mise de l'avant par le promoteur.

Le projet vise la distribution commerciale du gaz naturel liquéfié qui serait regazéifié à destination. Tel que mentionné au chapitre 3 du présent rapport, le promoteur soutient que la demande mondiale de gaz naturel est en forte croissance et que cette croissance est susceptible de se poursuivre en raison notamment du remplacement d'énergies fossiles plus polluantes (charbon et pétrole), de la croissance économique des pays émergents et de la réduction de l'utilisation de l'énergie nucléaire dans certains pays. Selon l'usage qui en serait fait, le gaz naturel distribué pourrait se substituer à d'autres formes d'énergie ayant une intensité carbone plus élevée (diesel ou charbon). Une telle substitution serait susceptible

⁴⁹⁶ Les émissions directes et indirectes du projet Énergie Saguenay auraient représenté 0,07 % des émissions du Canada. CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 50. Les émissions directes et indirectes du projet Cedar LNG n'auraient représenté que 0,034 % de celles du Canada. Voir C-0368-ENG, Environmental Assessment Office, Cedar LNG Project – Environmental Assessment Report, 16 November 2022, p. 403. ↩

⁴⁹⁷ Pour Énergie Saguenay : Les émissions directes (procédé de liquéfaction), indirectes (transit des navires-citernes, énergie électrique et celles liées au changement d'affectation des terres du projet, en exploitation. Pour Cedar LNG : Les émissions directes (sources de combustion fixes, oxydant thermique, torchage) et indirectes (transit des navires-citernes, énergie électrique) en exploitation ↩

⁴⁹⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 543-544. ↩

⁴⁹⁹ C-0368-ENG, Environmental Assessment Office, Cedar LNG Project – Environmental Assessment Report, 16 November 2022, pp. 412-415. ↩

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d'entraîner une réduction des émissions de gaz à effet de serre et des polluants atmosphériques.⁵⁰⁰

375. L'Agence a toutefois mis cette hypothèse à l'épreuve des faits et a ultimement conclu qu'elle était inapplicable en l'espèce.

376. En conclusion, l'Agence n'a pas mené l'évaluation des effets des émissions de GES du projet Énergie Saguenay dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles l'EAO a mené l'évaluation des émissions de GES du projet Cedar LNG.⁵⁰¹

c) L'évaluation par le MELCC des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas n'a pas été menée dans des circonstances analogues à celles de l'évaluation des autres projets identifiés par la demanderesse

377. Relativement à l'évaluation par le MELCC des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas, les circonstances pertinentes aux fins de l'analyse des « circonstances analogues » sont les faits se rapportant à cette évaluation, incluant les normes et objectifs applicables au Québec en matière de protection du béluga de l'ESL, la localisation du projet et ses activités susceptibles d'affecter les bélugas.

378. Dans le cas du projet Énergie Saguenay, ce sont les effets du bruit subaquatique du transport maritime des méthaniers sur les bélugas dans la rivière Saguenay qui ont été pris en compte par le MELCC dans son analyse de l'acceptabilité environnementale du projet.⁵⁰² Durant

⁵⁰⁰ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 45 (nos soulignements). ↩

⁵⁰¹ Même dans l'éventualité où le Tribunal en venait à la conclusion que les conditions d'applications de l'article 1102 sont satisfaites, le traitement accordé à Cedar LNG ne peut servir à établir une violation de l'article 1102. En effet, le promoteur du projet Cedar LNG est Cedar LNG Partners, un partenariat dirigé par la Nation autochtone Haisla. Or, l'Annexe II de l'ALÉNA contient une réserve à l'encontre de l'article 1102 du traité qui prévoit que « le Canada se réserve le droit d'adopter ou de maintenir des mesures visant à refuser aux investisseurs d'une autre Partie et à leurs investissements, ou aux fournisseurs de services d'une autre Partie, tous droits ou toutes préférences accordés aux autochtones. » ↩

⁵⁰² C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 31: « Toute augmentation du transit de navires marchands sur la rivière Saguenay a le potentiel d'affecter les écosystèmes aquatiques et leurs ressources biologiques de diverses manières, notamment en ce qui a trait aux risques de collision et à la modification de l'environnement sonore subaquatique. [...] Toutefois, il en va autrement en ce qui concerne la modification de l'environnement sonore subaquatique, qui peut survenir sur de grandes zones autour d'un navire en transit comme un méthanier. » (nos soulignements) Voir aussi p. 34 : « Malgré les nombreuses mesures d'atténuation proposées par l'initiateur, il n'existe pas, à l'heure actuelle, de mesures d'atténuation jugées efficaces pour éviter ou atténuer les risques d'impacts d'une augmentation des bruits sous-marins liés à la navigation dans la rivière Saguenay sur le rétablissement du béluga. » (nos soulignements) ↩

[Page 137]

l'évaluation environnementale, le MELCC a examiné plus attentivement les effets potentiels du projet sur la rivière Saguenay près de son embouchure puisqu'il s'agit d'une zone relativement silencieuse de l'habitat essentiel du béluga et fréquentée pour cette raison par les femelles et les jeunes bélugas⁵⁰³, sur la base des études et avis d'expert du MPO.⁵⁰⁴ Comme l'explique Monsieur Trépanier dans sa déclaration, l'analyse du MPO de 2021 avait révélé que « l'augmentation du risque d'effet négatif causé par le bruit du trafic maritime était plus élevée pour les bélugas fréquentant le fjord en amont de la zone de l'embouchure, et que tout stress additionnel présentait un risque non négligeable de nuire à son rétablissement et sa survie »⁵⁰⁵. Le MELCC n'a pas émis de préoccupations semblables à l'égard de l'ajout de méthaniers sur la voie maritime du fleuve Saint-Laurent, même si cette voie traverse également l'habitat essentiel du béluga, comme le montre la figure ci-dessous représentant l'habitat essentiel du béluga de l'ESL tel que déterminé par le MPO en 2012. L'habitat essentiel correspond à la zone délimitée par un tracé rouge sur la carte.

⁵⁰³ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 32-33: « De plus, la partie de l'habitat essentiel du béluga située dans le Saguenay en amont de l'embouchure serait particulièrement fréquentée par les femelles et les jeunes bélugas. » ↩

⁵⁰⁴ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 32-33; RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 48. ↩

⁵⁰⁵ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 37. ↩

[Page 138]

Figure 1: Habitat essentiel de la population de bélugas de l'estuaire du Saint-Laurent⁵⁰⁶

Légende
Bathymétrie
0 - 20
20 - 50
50 - 100
100 - 200
>200

Projection de Mercator transverse
Système de référence nord-américain de 1983

(i) Projets Énergie Cacouna, Rabaska et Stolt LNG

379. Dans son mémoire, la demanderesse allègue que le « MELCC accorded more favourable treatment to Cacouna LNG than GNLQ with respect to the assessment of shipping impacts on belugas ».⁵⁰⁷ Elle présente des allégations similaires à l'égard des projets Rabaska⁵⁰⁸ et Stolt LNG.⁵⁰⁹

⁵⁰⁶ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay (Doc. No. PR11), p. 36; R-0072-FRA, MPO, Programme de rétablissement du béluga (Delphinapterus leucas), population de l'estuaire du Saint-Laurent au Canada, 2012. ↩

⁵⁰⁷ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 550. ↩

⁵⁰⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 555. ↩

⁵⁰⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 557. ↩

[Page 139]

380. Elle affirme que le projet Énergie Cacouna était comparable au projet Énergie Saguenay puisqu'il impliquait un terminal maritime « using the same waterway system, the St Lawrence, as did the ships chartered to support GNLQ ».⁵¹⁰ Elle affirme en outre que le projet Rabaska était comparable au projet Énergie Saguenay puisqu'il impliquait une installation de gaz naturel avec un terminal maritime.⁵¹¹ Quant aux projets Stolt LNG et Énergie Saguenay, elle tente de les rapprocher en affirmant que les navires se rendant à chacun des sites des projets emprunteraient les mêmes parties du fleuve Saint-Laurent.⁵¹²

381. Comme le Canada l'a précisé au paragraphe 378 ci-dessus, l'élément important dans l'analyse et la conclusion du MELCC quant aux effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas était la navigation de méthaniers sur la rivière Saguenay, en amont de la zone des traversiers entre Tadoussac et Baie-Sainte-Catherine, dans une zone particulièrement silencieuse de l'habitat essentiel du béluga. L'évolution de l'état de la population de béluga de l'ESL et des normes visant à le protéger entre le moment où les projets Énergie Cacouna et Rabaska, d'une part, et Énergie Saguenay, d'autre part, ont été évalués est également un élément fondamental ayant influencé les analyses environnementales du MELCC sur chacun de ces projets⁵¹³.

382. Ce sont ces circonstances qui sont pertinentes aux fins de déterminer si les projets Énergie Cacouna, Rabaska et Stolt LNG, d'une part, et Énergie Saguenay, d'autre part, ont été traités par le MELCC dans des « circonstances analogues » au regard de l'évaluation des impacts de la navigation sur les bélugas. En revanche, la navigation maritime sur le Saint-Laurent est d'une pertinence limitée pour déterminer si le MELCC a évalué les effets des deux projets dans « des circonstances analogues ».

383. Selon ce qui précède, il convient de corriger l'affirmation de Me Duchaine, citée par la demanderesse dans son mémoire,⁵¹⁴ selon laquelle « l'augmentation du trafic maritime sur le Saint-Laurent est déterminant pour GNL Québec alors que ce n'est pas le cas pour des projets comme

⁵¹⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 547. ↩

⁵¹¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 552. ↩

⁵¹² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 557. ↩

⁵¹³ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay (Doc. No. PR11), pp. 29-32. ↩

⁵¹⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 548. ↩

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Énergie Cacouna ».⁵¹⁵ Au contraire, l'augmentation du trafic maritime sur le Saint-Laurent n'a pas été un facteur déterminant pour l'évaluation par le MELCC des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas.

384. Contrairement au projet Énergie Saguenay, aucun des projets Énergie Cacouna, Rabaska et Stolt LNGaz n'était situé en amont de l'embouchure de la rivière Saguenay ni n'impliquait de navigation maritime sur la rivière Saguenay. Les figures 2, 3 et 4 représentent la localisation de chacun de ces projets sur la carte. La zone hachurée jaune représente l'habitat essentiel du béluga, tel qu'établi par le MPO dans le Programme de rétablissement du béluga de la population de l'estuaire du Saint-Laurent au Canada, 2012.⁵¹⁶

385. Le projet Énergie Cacouna était situé sur le territoire de la municipalité de Cacouna à environ 10 kilomètres à l'est de Rivière-du-Loup,⁵¹⁷ c'est-à-dire sur la rive sud du fleuve Saint-Laurent. Bien qu'à proximité de l'habitat essentiel du béluga, le projet Énergie Cacouna n'impliquait pas de navigation maritime sur la rivière Saguenay dans une zone particulièrement silencieuse de cet habitat. Il impliquait uniquement de la navigation sur le fleuve Saint-Laurent, un élément qui n'a pas été déterminant dans la conclusion du MELCC selon laquelle le projet Énergie Saguenay n'était pas acceptable en raison de ses impacts sur le béluga.

⁵¹⁵ CER-1, Duchaine-FRA, pp. 6, 84, 130. ↩

⁵¹⁶ ST-0004-FRA, Pêches et Océans Canada, « Plan d'action pour réduire l'impact du bruit sur le béluga et les autres mammifères marins en péril de l'estuaire du Saint-Laurent, Série de Plans d'action de la Loi sur les espèces en péril », 2020. ↩

⁵¹⁷ C-0350-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de terminal méthanier Énergie Cacouna sur le territoire de la Municipalité de Cacouna par TransCanada PipeLines Limited, Dossier 3211-04-041, 22 juin 2007, p. 3. ↩

[Page 141]

Figure 2: Localisation des projets Énergie Saguenay et Énergie Cacouna

386. Le projet Rabaska était quant à lui situé dans le secteur est de la Ville de Lévis (arrondissement Desjardins), communément appelé Ville-Guay.⁵¹⁸ Ce site est à l'extérieur de l'habitat essentiel du béluga, à environ 80 km de la limite ouest de celui-ci. Les navires se rendant au site du projet Rabaska auraient emprunté le fleuve Saint-Laurent, mais pas la rivière Saguenay.

⁵¹⁸ C-0351-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale Projet Rabaska Partie relative à l'implantation d'un terminal méthanier sur le territoire de la Ville de Lévis, Dossier 3211-04-039, 19 octobre 2007, p. 2. ↩

[Page 142]

Figure 3: Localisation des projets Énergie Saguenay et Rabaska

387. Ainsi, l'affirmation de la demanderesse selon laquelle le site du projet Rabaska serait situé à moins de 2 km d'une zone de reproduction des bélugas du Saint-Laurent⁵¹⁹ est tout simplement fausse et démentie par ses propres pièces factuelles. La pièce qu'elle a produite en soutien à cette prétention – le rapport de préfaisabilité préparée par la firme Roche pour le projet Rabaska – confirme que le site du projet Rabaska, Ville-Guay, n'est pas utilisé par les mammifères marins. Dans la sous-section « Marine Mammals » de la section « 4.2 Ville Guay », la firme Roche note: « By definition, marine mammals do not frequent the fresh waters of the Saint Lawrence Seaway, although according to Environment Canada occasionally summer tourists do go looking for them there (1996). »⁵²⁰ Dans la liste des avantages du site de Ville-Guay, le rapport note « No specific zone used by marine mammals ».⁵²¹ Dans son rapport d'analyse environnementale sur le projet Rabaska, le MELCC souligne par ailleurs que l'absence d'usage par les mammifères marins est

⁵¹⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 551. ↩

⁵²⁰ C-0369-ENG, Gaz Metro – Enbridge – Gaz de France, « LNG receiving Terminal on the Saint-Laurent — Pre-Feasibility of the Jetty Component of the Project", February 2004, p. 4-4. ↩

⁵²¹ C-0369-ENG, Gaz Metro – Enbridge – Gaz de France, « LNG receiving Terminal on the Saint-Laurent — Pre-Feasibility of the Jetty Component of the Project”, February 2004, p. 4-5. ↩

[Page 143]

un des avantages significatifs en faveur du site de Ville-Guay par rapport à deux autres sites considérés pour le projet.⁵²²

388. Finalement, le projet Stolt LNGaz aurait été situé à Bécancour,⁵²³ à environ 200 km à l'ouest de la limite ouest de l'habitat essentiel du béluga. Les navires se rendant au site de Stolt LNGaz auraient emprunté le fleuve Saint-Laurent, mais pas la rivière Saguenay.

Figure 4: Localisation des projets Énergie Saguenay et Stolt LNGaz

389. En ce qui concerne l'évolution de l'état du béluga de l'ESL et des mesures de protection le visant, le Canada rappelle que les projets Énergie Cacouna et Rabaska ont été évalués par le

⁵²² C-0351-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale Projet Rabaska Partie relative à l'implantation d'un terminal méthanier sur le territoire de la Ville de Lévis, Dossier 3211-04-039, 19 octobre 2007, p. 11 : « Les avantages significatifs soulevés en faveur du site de Ville-Guay par rapport aux deux autres sites sont les meilleures conditions de vents, de vagues et de glace, la bonne connaissance des conditions de navigation pour les pilotes du Saint-Laurent, des conditions sismiques acceptables, une végétation riveraine peu développée, pas d'usage par les mammifères marins et une affectation industrialo-portuaire du territoire. » (nos soulignements) ↩

⁵²³ C-0355-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de construction d'une installation de liquéfaction de gaz naturel sur le territoire de la ville de Bécancour par Stolt LNGaz Inc., Dossier 3211-10-018, 6 août 2015, p. 3. ↩

[Page 144]

MELCC en 2007. En 2007, la population de béluga était estimée entre 1000 et 1400 individus⁵²⁴, alors qu'elle était estimée à moins de 900 individus au moment de l'évaluation du projet Énergie Saguenay en 2021.⁵²⁵ En 2007, le béluga du Saint-Laurent était déjà désigné comme « espèce menacée » par la Loi sur les espèces menacées ou vulnérables du Québec et la Loi sur les espèces menacées du Canada⁵²⁶. Toutefois, son statut de protection a été rehaussé en 2017, soit entre les évaluations des projets Énergie Cacouna et Rabaska et celle du projet Énergie Saguenay, lorsqu'il a été désigné comme « espèce en voie de disparition » en vertu de la loi fédérale⁵²⁷, ce qui a entraîné des mesures additionnelles visant sa protection et son rétablissement, comme le Plan d'action pour réduire l'impact du bruit sur le béluga et les autres mammifères marins en péril de l'estuaire du Saint-Laurent,⁵²⁸ qui a « accentu[é] aux yeux du [MELCC] le besoin de protection du béluga » dans son analyse environnementale du projet Énergie Saguenay⁵²⁹. La dégradation de l'état de la population du béluga du Saint-Laurent et la hausse des mesures de protection à son endroit constituent un changement des circonstances pertinentes entourant l'évaluation menée par le MELCC des effets des projets Énergie Cacouna et Rabaska par rapport à ceux du projet Énergie Saguenay.

390. En somme, le MELCC n'a pas mené l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles il a mené l'évaluation des effets des projets Énergie Cacouna, Rabaska et Stolt LNGaz sur les bélugas. Toute différence identifiée par la demanderesse quant aux évaluations de chacun de ces projets est justifiée par la

⁵²⁴ C-0350-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de terminal méthanier Énergie Cacouna sur le territoire de la Municipalité de Cacouna par TransCanada PipeLines Limited, Dossier 3211-04-041, 22 juin 2007, p. 52. ↩

⁵²⁵ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay (Doc. No. PR11), p. 29. ↩

⁵²⁶ C-0350-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de terminal méthanier Énergie Cacouna sur le territoire de la Municipalité de Cacouna par TransCanada PipeLines Limited, Dossier 3211-04-041, 22 juin 2007, p. 53. ↩

⁵²⁷ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay (Doc. No. PR11), p. 30; Witness Statement-Simon Trépanier-Counter-Memorial on the Merits-FRA, ¶ 24. ↩

⁵²⁸ ST-0004-FRA, Pêches et Océans Canada, « Plan d'action pour réduire l'impact du bruit sur le béluga et les autres mammifères marins en péril de l'estuaire du Saint-Laurent, Série de Plans d'action de la Loi sur les espèces en péril », 2020, p. 34. ↩

⁵²⁹ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 54. ↩

[Page 145]

localisation différente de ces projets et le niveau différent de protection applicable à la population de béluga de l'ESL et ne dépend aucunement de la nationalité des promoteurs.

(ii) Projet Arianne Phosphate

391. Le projet Arianne Phosphate visait à exploiter une mine d'apatite sur le territoire du Mont-Valin, à environ 200 km au nord de la ville de Saguenay, Québec.⁵³⁰

392. Dans son mémoire, la demanderesse allègue que le « MELCC accorded more favourable treatment to Arianne Phosphate than GNLQ with respect to the assessment of shipping impacts on belugas. »⁵³¹

393. Elle affirme que les opérations d'Arianne Phosphate étaient comparables à celles d’Énergie Saguenay puisqu'elles « entailed shipping through a marine terminal located on the north shore of the Saguenay River. »⁵³²

394. Quoiqu' Arianne Phosphate, l'initiateur du projet, prévoyait que son produit, le concentré d'apatite, soit transbordé par convoyeur vers un terminal portuaire puis expédié par navires vers les marchés, le terminal maritime ne faisait pas partie du projet Arianne Phosphate. Le projet de terminal maritime était plutôt initié par l'APS et soumis à une évaluation environnementale distincte par l'Agence, à laquelle le Québec participerait, dont le Canada traite ci-haut. Au terme de cette évaluation environnementale, l'Agence avait estimé que « compte tenu de l'application des mesures d'atténuation clés indiquées ci-dessous, [...] le projet n'est pas susceptible d'entraîner des effets négatifs importants sur les mammifères marins, y compris les espèces à statut particulier »⁵³³

⁵³⁰ CD-0087-FRA, Ministère du Développement durable, de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques, Direction générale de l'évaluation environnementale et stratégique, Rapport d'analyse environnementale pour le projet de mine d'apatite du lac à Paul sur le territoire non organisé Mont-Valin par Arianne Phosphate Inc., 9 février 2016, p. iii. ↩

⁵³¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 563. ↩

⁵³² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 559. ↩

⁵³³ CD-0067-FRA, Agence canadienne d'évaluation environnementale, Terminal maritime en rive nord du Saguenay, Rapport d'évaluation environnementale, octobre 2018, p. 104. ↩

[Page 146]

395. Ainsi, contrairement au projet Énergie Saguenay, qui incluait à la fois une usine de liquéfaction de gaz naturel et un terminal maritime, qui seraient tous deux opérés par GNL Québec et sous son contrôle, le projet Arianne Phosphate ne portait que sur l'exploitation d'une mine. Pour le dire simplement, le MELCC n'avait aucune raison de mener une évaluation des effets sur les bélugas d'un projet de mine ne comprenant aucun terminal maritime.

396. En somme, le MELCC n'a pas mené l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles il a mené l'évaluation du projet Arianne Phosphate.

(iii) Projet Métaux Blackrock

397. Dans son mémoire, la demanderesse allègue que le « MELCC accorded more favourable treatment to Blackrock than to GNLQ with respect to the assessment of shipping impacts on belugas. »⁵³⁴

398. Elle affirme que les opérations de Métaux Blackrock étaient comparables à celles de GNL Québec parce qu'elles impliquaient une « augmentation mesurable » (measurable increase) du transport maritime sur la rivière Saguenay et le fleuve Saint-Laurent.⁵³⁵

399. Cette affirmation mérite d'être nuancée et remise dans le contexte des circonstances pertinentes relatives à l'évaluation par le MELCC des effets de chacun des projets sur les bélugas, c'est-à-dire le niveau des connaissances scientifiques sur l'impact du bruit subaquatique sur les bélugas et le niveau de transport maritime associé à chacun des projets. Ce sont ces circonstances qui sont pertinentes pour déterminer si le MELCC a mené son évaluation des effets sur chacun des projets dans des « circonstances analogues ».

400. Le MELCC a déposé son rapport d'analyse environnementale du projet Métaux Blackrock le 27 février 2019,⁵³⁶ soit presque deux ans et demi avant de déposer celui sur le projet Énergie

⁵³⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 569. ↩

⁵³⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 565. ↩

⁵³⁶ C-0218-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet d'usine de transformation de concentré de fer en fonte brute et en ferrovanadium sur le territoire de la ville de Saguenay par Métaux BlackRock inc., Dossier 3211-14-038, 27 février 2019. ↩

[Page 147]

Saguenay (30 juin 2021).⁵³⁷ En février 2019, le MELCC reconnaissait la préoccupation de l'augmentation du bruit associé à la navigation maritime sur la rivière Saguenay et ses effets négatifs sur la population de bélugas du Saint-Laurent.⁵³⁸ Pour cette raison, le gouvernement du Québec a attribué un financement de $2,1 millions à l'Université du Québec en Outaouais (ci-après « UQO ») notamment pour évaluer les impacts de la navigation maritime dans l'ESL et la rivière Saguenay, sur les mammifères marins.⁵³⁹ Ce projet de recherche porte le nom de Programme scientifique béluga-bruit. En février 2019, au moment de la publication du rapport du MELCC sur le projet de Métaux Blackrock, les études issues de ce programme de recherche n'étaient pas encore complétées.

401. Le premier rapport du Programme scientifique béluga-bruit a été déposé en décembre 2019.⁵⁴⁰ Ce rapport a révélé que le fjord du Saguenay est un secteur encore plus important pour la population de bélugas de l'ESL que l'indiquait la littérature scientifique jusqu'alors.⁵⁴¹ Comme il a été publié avant le rapport du MELCC sur Énergie Saguenay, le MELCC a pu s'y référer dans son analyse des effets du projet sur les bélugas. Les connaissances scientifiques qu'il contient ont influencé les conclusions du MELCC selon lesquelles le projet n'était pas acceptable sur le plan environnemental en raison des effets potentiels du transport maritime lié au projet sur le rétablissement de la population de bélugas de l'ESL⁵⁴². Le Plan d'action pour réduire l'impact du

⁵³⁷ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11). ↩

⁵³⁸ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 29 : « Bien que le trafic maritime associé au projet de MBR représente une faible proportion du trafic actuel et projeté sur la rivière Saguenay, les effets négatifs reliés à l'augmentation du bruit associé à la navigation s'ajoutent aux pressions subies par la population de bélugas du Saint-Laurent, actuellement listée comme espèce menacée en vertu de la Loi sur les espèces menacées et vulnérables. » ↩

⁵³⁹ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 29. ↩

⁵⁴⁰ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 35; RL-0073-FRA, Chion, C., et. al., Modélisation du trafic maritime et des déplacements des baleines dans l'estuaire du Saint- Laurent et le Saguenay pour informer le processus de réduction des impacts cumulatifs de la navigation sur les bélugas et les grands rorquals dans le contexte du déploiement de la Stratégie maritime du Québec. Rapport de l'Université du Québec en Outaouais pour le Ministère des Forêts, de la Faune et des Parcs du Québec, 2019. ↩

⁵⁴¹ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 35; R-0073-FRA, Chion, C., et. al., Modélisation du trafic maritime et des déplacements des baleines dans l'estuaire du Saint- Laurent et le Saguenay pour informer le processus de réduction des impacts cumulatifs de la navigation sur les bélugas et les grands rorquals dans le contexte du déploiement de la Stratégie maritime du Québec. Rapport de l'Université du Québec en Outaouais pour le Ministère des Forêts, de la Faune et des Parcs du Québec, 2019, p. 48. ↩

⁵⁴² C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 35. ↩

[Page 148]

bruit sur le béluga et les autres mammifères marins en péril de l'ESL, publié en mars 2020, soit après l'évaluation du projet Métaux Blackrock mais avant celle sur le projet Énergie Saguenay, a aussi influencé l'évaluation par le MELCC des effets du projet Énergie Saguenay sur cet enjeu.⁵⁴³

402. En plus de ces différences quant au niveau des connaissances scientifiques sur l'impact du bruit subaquatique sur la population de bélugas de l'ESL, les contextes dans lesquels le MELCC a mené l'évaluation environnementale des deux projets se distinguent quant au nombre de passages de navires projetés pour chacun des projets. Le projet Métaux Blackrock envisageait le passage de deux à trois navires par mois,⁵⁴⁴ alors que le projet Énergie Saguenay prévoyait plutôt le passage d'un navire par jour.⁵⁴⁵ Sur une base annuelle, cela correspond à 24 à 36 navires pour le projet Métaux Blackrock, contre 150 à 200 navires pour le projet Énergie Saguenay, soit presque six fois plus. Alors que le trafic maritime associé au projet de Métaux Blackrock représentait une « faible proportion du trafic actuel et projeté sur la rivière Saguenay »,⁵⁴⁶ le projet Énergie Saguenay aurait quant à lui doublé le nombre de passages dans le fjord du Saguenay par rapport à la situation en vigueur au moment de l'évaluation du MELCC.⁵⁴⁷ Le niveau de transport maritime associé à chacun des projets Métaux Blackrock et Énergie Saguenay était donc loin d'être comparable, contrairement à ce que laisse entendre la demanderesse.

403. Enfin, les projets Métaux Blackrock et Énergie Saguenay se distinguent aussi quant à l'ordre dans lequel ils ont été évalués par le MELCC et ont fait l'objet d'une recommandation par le ministre de l'Environnement du Québec. Cette différence a influencé l'évaluation par le MELCC des effets cumulatifs du projet Énergie Saguenay sur le bruit subaquatique. En effet, lorsque le MELCC a rendu son rapport d'analyse environnementale sur le projet Métaux Blackrock, le projet Énergie Saguenay était toujours en cours d'évaluation et donc ses effets potentiels sur le bruit subaquatique n'étaient pas confirmés. En revanche, lorsque le MELCC a

⁵⁴³ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 54. ↩

⁵⁴⁴ C-0218-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet d'usine de transformation de concentré de fer en fonte brute et en ferrovanadium sur le territoire de la ville de Saguenay par Métaux BlackRock inc., Dossier 3211-14-038, 27 février 2019, p. 2. ↩

⁵⁴⁵ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 32. ↩

⁵⁴⁶ C-0218-FRA, MELCC-DGEES, Rapport d'analyse environnementale pour le projet d'usine de transformation de concentré de fer en fonte brute et en ferrovanadium sur le territoire de la ville de Saguenay par Métaux BlackRock inc., Dossier 3211-14-038, 27 février 2019, p. 29. ↩

⁵⁴⁷ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 33. ↩

[Page 149]

rendu son rapport sur le projet Énergie Saguenay en 2021, le projet Métaux Blackrock avait déjà été approuvé, augmentant ainsi la probabilité que ses effets sur le bruit subaquatique se réalisent. C'est dans ce contexte d'un accroissement déjà confirmé du trafic maritime associé aux autres projets de développement industrialo-portuaires sur les rives du Saguenay (Métaux Blackrock et Terminal en rive nord) que le MELCC a évalué les effets additionnels que le projet causerait sur les bélugas en raison du bruit subaquatique.⁵⁴⁸

404. En somme, le MELCC n'a pas mené l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles il a mené l'évaluation des effets du projet Métaux Blackrock sur les bélugas.

d) L'évaluation par l'Agence des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas n'a pas été menée dans des circonstances analogues à celles de l'évaluation des autres projets identifiés par la demanderesse

405. En vertu du régime de la LCÉE 2012, l'Agence doit mener une évaluation des effets environnementaux d'un projet sur les poissons et leur habitat⁵⁴⁹ (au sens de l'article 2(1) de la Loi sur les pêches⁵⁵⁰), lorsque ceux-ci sont identifiés comme une composante valorisée susceptible d'être affectée par la réalisation du projet. Les bélugas sont définis par assimilation comme des poissons en vertu de l'alinéa b)(ii) de l'article 2(1) de la Loi sur les pêches puisqu'ils sont des « animaux marins ». L'Agence doit également évaluer les effets environnementaux d'un projet sur les espèces aquatiques au sens de la LEP,⁵⁵¹ lorsque ceux-ci sont identifiés comme une composante valorisée susceptible d'être affectée par la réalisation du projet⁵⁵². Le béluga de l'ESL est désigné

⁵⁴⁸ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 33. ↩

⁵⁴⁹ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), c. 19, art. 5(1)(a)(i); RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 8. ↩

⁵⁵⁰ CD-0008-FRA, Loi sur les pêches, L.R.C. (1985), c. F-14. ↩

⁵⁵¹ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), c. 19, art. 5(1)(a)ii) : « Pour l'application de la présente loi, les effets environnementaux qui sont en cause à l'égard d'une mesure, d'une activité concrète, d'un projet désigné ou d'un projet sont les suivants : a) les changements qui risquent d'être causés aux composantes ci-après de l'environnement qui relèvent de la compétence législative du Parlement : [...] (ii) les espèces aquatiques au sens du paragraphe 2(1) de la Loi sur les espèces en péril, [...] ». ↩

⁵⁵² RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 8. ↩

[Page 150]

depuis le 13 avril 2017 comme une espèce aquatique en voie de disparition au sens de la LEP.⁵⁵³ Il avait préalablement été désigné comme espèce menacée en 2005 en vertu de la LEP.⁵⁵⁴

406. La LEP stipule ce qui suit:

La présente loi vise à prévenir la disparition — de la planète ou du Canada seulement — des espèces sauvages, à permettre le rétablissement de celles qui, par suite de l'activité humaine, sont devenues des espèces disparues du pays, en voie de disparition ou menacées et à favoriser la gestion des espèces préoccupantes pour éviter qu'elles ne deviennent des espèces en voie de disparition ou menacées.⁵⁵⁵

407. En vertu de la LEP, lorsqu'une espèce sauvage est inscrite comme espèce en voie de disparition, le ministre des Pêches et Océans du Canada est tenu d'élaborer un programme de rétablissement à son égard⁵⁵⁶ et d'ajouter ce plan au registre des plans de rétablissement dans l'année suivant l'inscription de l'espèce comme espèce en voie de disparition.⁵⁵⁷ Par la suite, le ministre doit établir un rapport sur la mise en œuvre du programme de rétablissement et sur les progrès effectués en vue des objectifs, à tous les cinq ans à compter de l'ajout du programme au registre et jusqu'à ce que les objectifs de rétablissement soient atteints.⁵⁵⁸ Le ministre est également tenu d'élaborer un plan d'action sur la base du programme de rétablissement,⁵⁵⁹ qu'il doit pareillement déposer au registre.⁵⁶⁰ Ce plan d'action comporte notamment la désignation de l'habitat essentiel de l'espèce, les mesures envisagées pour protéger cet habitat essentiel et pour mettre en œuvre le programme de rétablissement.⁵⁶¹

408. En ce qui concerne le béluga de l'ESL, le MPO a élaboré à son égard un programme de rétablissement en 2012, identifiant le bruit causé par le trafic maritime comme l'une des principales menaces à son rétablissement. Ce programme de rétablissement a également établi l'habitat

⁵⁵³ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 24; RER-3, Powell-ENG, Appendix B, p. 3. ↩

⁵⁵⁴ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 23; RER-3, Powell-ENG, Appendix B, p. 3. ↩

⁵⁵⁵ CD-0006-FRA, Loi sur les espèces en péril, L.C. 2002, c. 29, article 6. ↩

⁵⁵⁶ CD-0006-FRA, Loi sur les espèces en péril, L.C. 2002, c. 29, article 37.1. ↩

⁵⁵⁷ CD-0006-FRA, Loi sur les espèces en péril, L.C. 2002, c. 29, article 42(1). ↩

⁵⁵⁸ CD-0006-FRA, Loi sur les espèces en péril, L.C. 2002, c. 29, article 46. ↩

⁵⁵⁹ CD-0006-FRA, Loi sur les espèces en péril, L.C. 2002, c. 29, article 47. ↩

⁵⁶⁰ CD-0006-FRA, Loi sur les espèces en péril, L.C. 2002, c. 29, article 50(1). ↩

⁵⁶¹ CD-0006-FRA, Loi sur les espèces en péril, L.C. 2002, c. 29, article 49(1). ↩

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essentiel du béluga, correspondant à la zone occupée par les femelles accompagnées de veaux et de juvéniles durant la période de juin à octobre⁵⁶². En 2017, lorsque le béluga a été désigné comme espèce en voie de disparition, son habitat essentiel a fait l'objet d'une protection officielle par l'arrêté ministériel 2017-263, qui interdit à toute personne menant des activités dans l'habitat essentiel du béluga de détruire un élément de celui-ci⁵⁶³. En 2019, pour donner suite à la désignation du béluga comme espèce en voie de disparition, le MPO a publié le Plan d'action pour réduire l'impact du bruit sur le béluga et les autres mammifères marins en péril de l'estuaire du Saint-Laurent, identifient la pollution sonore excessive comme une menace importante qui peut empêcher le béluga d'accomplir ses fonctions vitales et résulter en une destruction de son habitat essentiel. Le plan d'action vise à réduire l'impact du bruit sur les mammifères marins en péril dans l'ESL ainsi que dans le fjord de la rivière Saguenay et il propose des mesures pour atténuer ces impacts afin de contribuer à leur rétablissement, incluant la diminution du bruit de la navigation et l'amélioration des mesures d'atténuation du bruit⁵⁶⁴.

409. Pour déterminer si un projet est susceptible d'entraîner des effets environnementaux importants sur des espèces en péril, l'Agence examine, notamment, la question de savoir si le projet est susceptible de nuire au maintien ou au rétablissement de ces espèces, à la lumière des mesures et des objectifs établis dans le programme de rétablissement et le plan d'action pertinents⁵⁶⁵. Ainsi, en ce qui concerne le béluga de l'ESL, désigné comme espèce en voie de disparition, l'Agence doit considérer les effets de tout projet susceptible de nuire à son rétablissement en regard du programme de rétablissement et du plan d'action applicables.

410. Selon ce qui précède, pour les fins de l'analyse des « circonstances analogues » dans lesquelles l'Agence a mené l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas, les circonstances pertinentes incluent: les effets prévus du projet sur les bélugas, l'état de la population du béluga de l'ESL ainsi que les mesures et objectifs de protection de cette population prévus aux programme de rétablissement et au plan d'action applicables.

⁵⁶² RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 24. ↩

⁵⁶³ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 25. ↩

⁵⁶⁴ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 26. ↩

⁵⁶⁵ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 102, 105, 133; RER-3, Powell-ENG, ¶ 63. ↩

[Page 152]

(i) Projet Terminal en rive nord

411. Dans son mémoire, la demanderesse affirme que « the CEAA accorded more favourable treatment to North Shore Terminal than GNLQ with respect to the assessment of shipping impacts on belugas. »⁵⁶⁶

412. Elle affirme, en outre que le projet de Terminal en rive nord était comparable à celui d'Énergie Saguenay « as they both involved marine terminals on the Saguenay, and were expected to entail a similar level of increase in maritime traffic ».⁵⁶⁷

413. Il existe toutefois des différences cruciales entre les circonstances dans lesquelles l'Agence a évalué les effets de chacun des projets sur les bélugas, lesquelles justifient les conclusions différentes de l'Agence à l'égard des deux projets.

414. Premièrement, le projet Énergie Saguenay aurait engendré un trafic maritime annuel supérieur (140 à 165 navires)⁵⁶⁸ à celui associé à Terminal en rive nord (60 à 140 navires).⁵⁶⁹

415. Deuxièmement, GNL Québec n'a proposé aucune mesure d'atténuation éprouvée permettant de réduire à la source le bruit subaquatique susceptible d'affecter les bélugas.⁵⁷⁰ Par contraste, le promoteur du projet Terminal en rive nord a proposé de réduire de 50 à 66 % le trafic maritime généré par son premier client, Arianne Phosphate, en optimisant les allées et venues des navires s'approvisionnant à son terminal, ce qui a été considéré par le MPO et l'Agence comme une solution concrète permettant de réduire à la source le bruit subaquatique.⁵⁷¹ Monsieur Trépanier identifie l'absence de proposition par GNL Québec de mesures d'atténuation concrètes du bruit

⁵⁶⁶ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 579. ↩

⁵⁶⁷ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 572. ↩

⁵⁶⁸ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 14. ↩

⁵⁶⁹ CD-0067-FRA, Agence canadienne d'évaluation environnementale, Terminal maritime en rive nord du Saguenay, Rapport d'évaluation environnementale, octobre 2018, p. 217; RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 153. ↩

⁵⁷⁰ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, pp. 65-66. ↩

⁵⁷¹ CD-0067-FRA, Agence canadienne d'évaluation environnementale, Terminal maritime en rive nord du Saguenay, Rapport d'évaluation environnementale, octobre 2018, p. 209. ↩

[Page 153]

comme un facteur important distinguant l'évaluation par le MPO des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas de celle du projet Terminal en rive nord⁵⁷².

416. Troisièmement, entre le moment où l'Agence a rendu son rapport sur le projet Terminal en rive nord (octobre 2018) et celui où elle a rendu son rapport sur Énergie Saguenay (novembre 2021), l'état de la population du béluga du Saint-Laurent s'est dégradé. Comme le rapporte Monsieur Trépanier dans sa déclaration, le statut précaire de la population à l'époque de l'évaluation du projet Énergie Saguenay a été pris en compte par le MPO pour évaluer les effets du projet sur la survie et le rétablissement de la population, dans son avis d'experts étayant l'analyse de l'Agence sur les effets potentiels du projet sur les bélugas⁵⁷³.

417. Quatrièmement, entre le moment où l'Agence a rendu ses rapports respectifs sur Terminal en rive nord et Énergie Saguenay, les autorités compétentes ont renforcé les mesures de rétablissement de la population du béluga du Saint-Laurent. En octobre 2018, au moment de la publication du rapport de l'Agence sur Terminal en rive nord, un programme de rétablissement du béluga était déjà en place, et ce, depuis 2012. Toutefois, en 2020, soit après le rapport sur le projet Terminal en rive nord et avant celui sur le projet Énergie Saguenay, le MPO a publié le Plan d'action pour réduire l'impact du bruit sur le béluga et les autres mammifères marins en péril de l'estuaire du Saint-Laurent.⁵⁷⁴ Durant l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay, le MPO et Parcs Canada ont exprimé des préoccupations quant au fait que l'augmentation du trafic maritime issu du projet puisse nuire à la mise en œuvre de ce plan d'action.⁵⁷⁵ Tenant compte de ces préoccupations et des connaissances scientifiques les plus récentes, l'Agence a conclu que l'augmentation du trafic maritime irait à l'encontre des efforts de rétablissement de plusieurs espèces marines.⁵⁷⁶ Relativement au béluga spécifiquement, l'Agence a conclu ce qui suit : « Sur la base des connaissances actuelles, on ne peut exclure des risques élevés pour le béluga, étant

⁵⁷² RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 53; RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 151, 154. ↩

⁵⁷³ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 39. ↩

⁵⁷⁴ ST-0004-FRA, Pêches et Océans Canada, « Plan d'action pour réduire l'impact du bruit sur le béluga et les autres mammifères marins en péril de l'estuaire du Saint-Laurent, Série de Plans d'action de la Loi sur les espèces en péril », 2020. ↩

⁵⁷⁵ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 61. ↩

⁵⁷⁶ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 67. ↩

[Page 154]

donné la précarité de l'espèce et l'identification du bruit comme facteur de risque pour son rétablissement. »⁵⁷⁷

418. Cinquièmement, le projet Terminal en rive nord a fait l'objet d'une évaluation et d'une approbation par le ministre de l'Environnement fédéral avant que l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay ne soit complétée, ce qui a influencé l'analyse des effets cumulatifs sur les mammifères marins associés à ces deux projets. Comme l'explique Madame Bélanger, l'Agence a accordé plus de poids aux effets futurs des navires du projet Terminal en rive nord (projet confirmé) dans son analyse des effets cumulatifs du projet Énergie Saguenay qu'elle n'en a accordé à l'égard des effets futurs des navires du projet Énergie Saguenay (projet en cours d'évaluation) dans son analyse des effets cumulatifs du projet Terminal en rive nord.⁵⁷⁸

419. Selon ce qui précède, l'Agence n'a donc pas mené l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles elle a mené l'évaluation à l'égard du projet Terminal en rive nord. Les conclusions différentes qu'elle a tirées à l'égard des effets respectifs des projets sur les mammifères marins, dont les bélugas – c'est-à-dire que le projet Énergie Saguenay serait susceptible d'entraîner des effets importants⁵⁷⁹ alors que projet Terminal en rive nord ne serait pas susceptible d'entraîner des effets importants⁵⁸⁰ – sont justifiées par les circonstances différentes énumérées aux paragraphes précédents.

(ii) Projet de terminal portuaire à Contrecœur

420. Le projet Contrecœur comprenait la construction d'un quai et d'une gare ferroviaire de triage pour augmenter la capacité d'accueil de conteneurs de l'Administration portuaire de Montréal sur son terrain à Contrecœur, à environ 40 kilomètres en aval de Montréal.⁵⁸¹

⁵⁷⁷ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 67. ↩

⁵⁷⁸ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 156. ↩

⁵⁷⁹ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 56. ↩

⁵⁸⁰ CD-0067-FRA, Agence canadienne d'évaluation environnementale, Terminal maritime en rive nord du Saguenay, Rapport d'évaluation environnementale, octobre 2018, p. 104. ↩

⁵⁸¹ R-0073-FRA, Agence d'évaluation environnementale du Canada, Projet d'agrandissement du terminal portuaire de Contrecoeur : Rapport d'évaluation environnementale, mars 2021, p. ii. ↩

[Page 155]

421. Dans son mémoire, la demanderesse avance que «the IAAC accorded more favourable treatment to Contrecœur than GNLQ with respect to the assessment of shipping impacts on belugas. »⁵⁸²

422. Elle affirme que la nature du projet Contrecœur était comparable au projet Énergie Saguenay « as they both involved marine terminals on the same river and would entail a similar contribution to maritime traffic. »⁵⁸³

423. Cette affirmation est tout simplement fausse. La rivière Saguenay, sur la rive de laquelle était localisé le terminal maritime du projet Énergie Saguenay, n'est pas la « same river » que le fleuve Saint-Laurent, en bordure duquel le port de Contrecœur était prévu.

424. Les circonstances des projets Énergie Saguenay et Contrecœur se distinguent largement en ce qui concerne leur localisation, ce qui a mené l'Agence à évaluer différemment les projets en matière d'effets potentiels sur les bélugas.

425. Le site du projet Énergie Saguenay était situé sur la rivière Saguenay, en amont de l'habitat essentiel du béluga. Le projet aurait eu pour effet de doubler le trafic maritime dans la rivière Saguenay, à l'intérieur d'une aire protégée où se situe une portion relativement silencieuse de l'habitat essentiel du béluga, principalement utilisée par un segment vulnérable de la population de bélugas, les femelles et les jeunes.⁵⁸⁴ C'est notamment sur cet élément d'analyse, étayé par l'avis des experts du MPO, que s'appuyait la conclusion de l'Agence selon laquelle le projet Énergie Saguenay était susceptible de causer des effets directs importants sur les mammifères marins, dont les bélugas. Comme l'atteste Monsieur Trépanier, l'avis d'expert du MPO avait démontré que « l'augmentation du risque d'effet négatif causé par le bruit du trafic maritime était plus élevée pour les bélugas fréquentant le fjord en amont de la zone de l'embouchure [du Saguenay], et que tout stress additionnel présentait un risque non négligeable de nuire à son rétablissement et sa survie ».⁵⁸⁵

⁵⁸² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 586. ↩

⁵⁸³ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 581. ↩

⁵⁸⁴ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, pp. 61, 70. ↩

⁵⁸⁵ RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 37. ↩

[Page 156]

426. Par contraste, le site du projet Contrecœur était situé le long du fleuve Saint-Laurent, à 40 kilomètres au nord-est de Montréal. Le projet n'impliquait pas de trafic maritime dans la rivière Saguenay, encore moins dans une partie particulièrement silencieuse de l'habitat essentiel du béluga. La portée de l'évaluation de la navigation maritime du projet Contrecœur se limitait à la zone de juridiction de l'Administration portuaire de Montréal entre Contrecœur et Sorel-Tracy,⁵⁸⁶ qui ne constitue pas l'habitat essentiel du béluga. Pour le dire simplement, il n'y a pas de population de bélugas entre Contrecœur et Sorel-Tracy.

Figure 5: Localisation des projets Énergie Saguenay et Contrecœur

[Map showing locations in Quebec, Canada. Text labels transcribed below:]

• Énergie Saguenay
• Contrecœur
• Les Escoumins
• Trois-Pistoles
• Saint-Quentin
• Saguenay
• Alma
• Saint-Félicien
• Roberval
• Jonquière
• Dégelis
• Saint-Simeon
• Edmundston
• Saint-Jean
• La-Malbaie
• Grand
• Bae Saint-Paul
• La Pocatiere
• Saint Pamphile
• Manouane
• Wood
• Parent
• Sainte-Anne de Beaupre
• Montmagny
• La Tuque
• Québec
• Levis
• Donnacona
• Sainte-Marie
• Saint Georges
• Shawinigan
• Thetford Mines
• Moosehead Lake
• ME.
• Saint-Michel-des-Saints
• Trois-Rivieres
• Victoriaville
• Lac Mégantic
• Joliette
• Drummondville
• Sherbrooke
• Hyacinthe
• Saint-Jérome
• Granby
• Magog
• Laval
• Lachute
• Montreal
• Coaticook

427. Ce sont ces différences qui justifient que l'Agence ait mené, dans le cas du projet Énergie Saguenay, une évaluation approfondie des effets potentiels du projet sur les bélugas, alors qu'elle s'est limitée, dans le cas du projet Contrecœur, à une brève remarque sur le fait que « [l]es navires à destination du terminal de Contrecœur devront se conformer aux mesures mises en œuvre par

⁵⁸⁶ R-0073-FRA, Agence d'évaluation environnementale du Canada, Projet d'agrandissement du terminal portuaire de Contrecœur : Rapport d'évaluation environnementale, mars 2021, p. 4; RWS-11, Trépanier-FRA, ¶ 58. ↩

[Page 157]

Transports Canada, Parcs Canada et Pêches et Océans Canada afin de protéger les mammifères marins vulnérables, incluant les populations de bélugas du Saint-Laurent ».⁵⁸⁷

428. Il est tout à fait normal que l'Agence n'ait pas évalué les effets potentiels du projet Contrecœur sur les bélugas si ceux-ci ne sont pas présents dans la zone d'évaluation. Les allégations de la demanderesse à ce sujet ne sont tout simplement pas crédibles.⁵⁸⁸

429. Il en est de même de la tentative de la demanderesse de comparer les projets Énergie Saguenay et Contrecœur sur la base du trafic maritime qu'ils entraîneraient sur le fleuve Saint-Laurent.⁵⁸⁹ Ce n'est pas la navigation maritime associée au projet Énergie Saguenay sur le fleuve Saint-Laurent qui a été le facteur déterminant dans la détermination par l'Agence de l'importance des effets négatifs sur les bélugas. C'est plutôt la navigation maritime sur la rivière Saguenay, dans la zone la plus silencieuse de l'habitat essentiel du béluga. La navigation maritime sur le fleuve Saint-Laurent n'est donc pas une circonstance pertinente en regard du « traitement » que la demanderesse allègue avoir subi relativement à l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas.

430. En somme, l'Agence n'a pas mené l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les bélugas dans « des circonstances analogues » à celles dans lesquelles elle a mené l'évaluation des effets du projet Contrecœur.

e) La tenue de deux évaluations environnementales du projet Énergie Saguenay ne l'a pas été dans des circonstances analogues à celles des autres projets identifiés par la demanderesse

431. Dans son mémoire, la demanderesse avance que « both Québec and Canada accorded less favourable treatment to [sic] by subjecting it [GNLQ Project] to two separate provincial and Federal environmental assessment processes. »⁵⁹⁰ Elle compare le traitement du projet Énergie Saguenay (deux évaluations environnementales, l'une fédérale, l'autre, provinciale), à celui des

⁵⁸⁷ R-0073-FRA, Agence d'évaluation environnementale du Canada, Projet d'agrandissement du terminal portuaire de Contrecœur : Rapport d'évaluation environnementale, mars 2021, p. 5. ↩

⁵⁸⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 583-584. ↩

⁵⁸⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 585. ↩

⁵⁹⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 594. ↩

[Page 158]

projets Énergie Cacouna et Rabaska (une évaluation coopérative fédérale-provinciale) et Terminal en rive nord (une évaluation fédérale).

(i) Projets Énergie Cacouna et Rabaska

432. La demanderesse allègue que les projets Énergie Cacouna et Rabaska étaient « similaires » (similar) au projet Énergie Saguenay, puisque les trois projets se rapportaient au gaz naturel liquéfié, comprenaient des éléments de transport maritime, étaient localisés dans la même région du Saguenay Saint-Laurent et étaient soumis à la fois aux régimes environnementaux fédéral et provincial.⁵⁹¹

433. Ces circonstances ne sont pas pertinentes pour déterminer si l'assujettissement du projet Énergie Saguenay à deux évaluations environnementales a été appliqué dans des « circonstances analogues ». L'élément le plus important est le régime juridique applicable au projet Énergie Saguenay, d'une part, et aux projets Énergie Cacouna et Rabaska, d'autre part. Les projets Énergie Cacouna et Rabaska n'ont pas été soumis au même régime juridique qu'Énergie Saguenay, ce qui justifie la différence de choix quant à la tenue de deux évaluations environnementales ou d'une seule évaluation coopérative.

434. Le projet Énergie Saguenay a été évalué en vertu de la LCÉE 2012, alors que les projets Énergie Cacouna et Rabaska l'ont été conformément à la LCÉE 1992.⁵⁹² Il s'agit d'une différence cruciale quant à la possibilité pour les gouvernements du Canada et du Québec d'harmoniser leurs évaluations environnementales respectives. Comme le note Me Yergeau dans son rapport, les changements dans la prise en charge et la prise de décision dans le cadre des évaluations environnementales fédérales apportés par la LCÉE 2012, par rapport à la LCÉE 1992 « ne sont pas étrangers aux problèmes d'application d'une entente destinée à harmoniser les processus d'évaluation environnementale du Canada et du Québec »⁵⁹³. En raison des changements au régime d'évaluation environnementale fédérale, il est devenu plus difficile d'harmoniser le processus

⁵⁹¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 591. ↩

⁵⁹² CD-0071-FRA, Bureau d'audiences publiques sur l'environnement, Rapport 230 : Projet d'implantation du terminal méthanier Énergie Cacouna, novembre 2006, p. 1; CD-0072-FRA, Bureau d'audiences publiques sur l'environnement, Rapport 241 : Projet d'implantation du terminal méthanier Rabaska et des infrastructures connexes, mai 2007, p. 1. ↩

⁵⁹³ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 367. ↩

[Page 159]

fédéral avec le processus provincial⁵⁹⁴. C'est ainsi que depuis l'entrée en vigueur de la LCÉE 2012, aucun projet prévu sur le territoire du Québec assujetti à la fois à la LCÉE 2012 et à la LQE n'a fait l'objet d'une évaluation conjointe fédérale-provinciale par commission d'examen, comme le remarquent Madame Powell dans son rapport d'expert⁵⁹⁵, et Monsieur Duquette dans sa déclaration⁵⁹⁶.

435. C'est dans ce contexte que, comme le rapportent Madame Bélanger et Monsieur Duquette dans leurs déclarations, ni l'Agence, ni le MELCC n'ont exprimé d'intérêt à procéder par commission d'examen conjoint pour mener leurs évaluations environnementales respectives du projet Énergie Saguenay au lancement des processus d'évaluation environnementale en décembre 2015 et janvier 2016⁵⁹⁷. Lors du dépôt de l'étude d'impact du promoteur en janvier 2019, la question de la collaboration fédérale-provinciale relativement au projet Énergie Saguenay s'est posée à nouveau. Toutefois, comme le rapporte Monsieur Duquette, la tenue d'une évaluation conjointe par commission d'examen fédérale-provinciale n'était alors pas envisageable par le MELCC étant donné les délais prévus à la LQE et au REEIE de 2018⁵⁹⁸.

436. Selon ce qui précède, le Canada et le Québec n'ont pas assujetti le projet Énergie Saguenay à deux évaluations environnementales dans des « circonstances analogues » à celles dans lesquelles ils ont assujetti les projets Énergie Cacouna et Rabaska à une seule évaluation coopérative.

⁵⁹⁴ RER-3, Powell-ENG, ¶ 32: « As described in footnote 3, the expert panel appointed to review federal EA noted that CEAA 2012 made it more difficult to carry out joint EAs and, as of 2017, co-operative assessment practices had not achieved the goal of "one project, one assessment". In fact, the panel concluded that there were fewer joint panels and that assessments under CEAA 2012 were increasingly occurring in parallel instead. » ↩

⁵⁹⁵ RER-3, Powell-ENG, ¶ 52 : « I have not identified any projects assessed under both CEAA 2012 and the EQA that completed a cooperative, or single, EA. It is therefore my opinion that the parallel EA processes conducted for Énergie Saguenay were legally permissible (and regular) under CEAA 2012. ». ↩

⁵⁹⁶ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 13 : « Il est par ailleurs important de mentionner qu'il n'y a pas eu d'étude conjointe complétée entre le fédéral et le Québec depuis la modification de la LCÉE en 2012. ». ↩

⁵⁹⁷ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 40 et 42; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 41. ↩

⁵⁹⁸ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 42. ↩

[Page 160]

(ii) Projet Terminal en rive nord

437. La demanderesse allègue que le projet Terminal en rive nord était « similaire » (similar) au projet Énergie Saguenay, puisque les deux projets étaient situés sur les rives opposées de la rivière Saguenay et que leurs opérations impliquaient un volume similaire de transport maritime.⁵⁹⁹

438. Ces circonstances ne sont pas pertinentes pour déterminer si l'assujettissement du projet Énergie Saguenay à deux évaluations environnementales a été appliqué dans des « circonstances analogues ».

439. Pour qu'un projet soit assujetti à deux évaluations environnementales, l'une fédérale, l'autre du gouvernement du Québec, il faut que les critères de déclenchement d'une évaluation environnementale prévus à chacune des lois applicables (fédérale et québécoise) soient remplis⁶⁰⁰. Ce n'était pas le cas pour le projet Terminal en rive nord. Étant donné que le promoteur de ce projet était une autorité portuaire de compétence fédérale, l'APS, seule la procédure fédérale d'évaluation environnementale a été déclenchée à l'égard du projet⁶⁰¹. Ce n'était pas le cas pour le projet Énergie Saguenay, puisque son promoteur n'était pas une autorité portuaire de compétence fédérale et qu'en plus du terminal maritime, le projet comportait également un complexe de liquéfaction de gaz naturel. Mme Powell explique dans son rapport d'expert que le projet Énergie Saguenay n'a pas été assujetti à un processus unique mené par l'Agence puisqu'il n'était pas situé principalement sur des terres domaniales et qu'il ne tombait pas autrement dans les catégories de projets dont l'évaluation est dirigée par l'Agence, en collaboration avec le Québec, comme ceux proposés par des autorités portuaires ou portant sur des activités portuaires⁶⁰².

440. Selon ce qui précède, le Canada et le Québec n'ont pas assujetti le projet Énergie Saguenay à deux évaluations environnementales dans des « circonstances analogues » à celles dans lesquelles ils ont assujetti le projet Terminal en rive nord à une seule évaluation fédérale.

⁵⁹⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 592. ↩

⁶⁰⁰ RER-3, Powell-ENG, ¶ 24; RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 374. ↩

⁶⁰¹ CD-0067-FRA, Agence canadienne d'évaluation environnementale, Terminal maritime en rive nord du Saguenay, Rapport d'évaluation environnementale, octobre 2018, p. ii. ↩

⁶⁰² RER-3, Powell-ENG, ¶ 54. ↩

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F. Le traitement accordé au projet Énergie Saguenay n'était pas « moins favorable » que celui accordé aux autres projets allégués par la demanderesse

1. L'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les émissions de GES par l'Agence n'était pas « moins favorable » que celle des autres projets allégués

(i) Projets de terminal d'exportation LNG Canada et Pacific NorthWest

441. La demanderesse affirme dans son mémoire que « the EAO [Environmental Assessment Office] accorded more favourable treatment to LNG Canada than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions. »⁶⁰³ Elle allègue également que la «CEAA accorded more favourable treatment to Pacific NorthWest than GNLQ with respect to the assessment of GHG emissions. »⁶⁰⁴

442. Le Canada a démontré ci-haut que l'évaluation des effets du projet Énergie Saguenay sur les émissions des GES n'a pas été menée par l'Agence dans des « circonstances analogues » à celles dans lesquelles l'EAO a mené l'évaluation des effets du projet LNG Canada. Le Canada a également démontré aux paragraphes 289 à 349 ci-dessus que l'Agence n'a pas évalué les émissions de GES des projets Énergie Saguenay et Pacific NorthWest dans des « circonstances analogues ».

443. Toutefois, même en supposant que les projets LNG Canada et Pacific NorthWest, d'une part, et Énergie Saguenay, d'autre part, aient reçu un traitement dans des « circonstances analogues » quant à l'évaluation des effets des projets sur les émissions de GES, le projet Énergie Saguenay n'a pas reçu, de la part de l'Agence, un traitement moins favorable que celui accordé au projet LNG Canada par l'EAO ou que celui accordé au projet Pacific NorthWest par l'Agence.

444. Au contraire, l'agence fédérale et l'agence provinciale sont arrivées exactement à la même conclusion en ce qui concerne l'importance des effets du projet Énergie Saguenay,⁶⁰⁵ d'une part,

⁶⁰³ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 517. ↩

⁶⁰⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 525. ↩

⁶⁰⁵ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 52 : « Par conséquent, malgré les mesures qui seront mises en place afin de limiter les émissions de gaz à effet de serre, le projet induirait ↩

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et du projet LNG Canada,⁶⁰⁶ d'autre part, sur les émissions de GES. Elles ont également appliqué exactement les mêmes critères pour fonder leurs conclusions respectives quant à l'importance des effets environnementaux des projets sur les émissions de GES, c'est-à-dire l'intensité (magnitude), l'étendue (extent), la durée (duration), la fréquence (frequency) et la réversibilité (reversibility).⁶⁰⁷

445. De plus, l'Agence a tiré exactement la même conclusion quant à l'importance des effets négatifs des projets Énergie Saguenay⁶⁰⁸ et Pacific NorthWest⁶⁰⁹ sur les émissions de GES, en regard des émissions nationales et provinciales ainsi que des objectifs de réduction des émissions. L'Agence a également appliqué exactement les mêmes critères pour fonder ses conclusions quant à l'importance des effets environnementaux des projets sur les émissions de GES, c'est-à-dire l'intensité (magnitude), l'étendue (extent), la durée (duration), la fréquence (frequency) et la réversibilité (reversibility).⁶¹⁰

446. En somme, l'EAO n'a pas accordé au projet LNG Canada un traitement plus favorable que l'Agence n'a accordé au projet Énergie Saguenay en matière d'évaluation des effets du projet sur les émissions de GES. L'Agence n'a pas non plus accordé au projet Pacific NorthWest un traitement plus favorable qu'elle n'a accordé au projet Énergie Saguenay en matière d'évaluation des effets du projet sur les émissions de GES.

des effets négatifs directs et cumulatifs importants qui pourraient avoir un impact sur l'atteinte des objectifs du Québec et du Canada en matière d'émissions de gaz à effet de serre et de changements climatiques. »

⁶⁰⁶ C-0358-ENG, LNG Canada Export Terminal Project, Assessment Report, Environmental Assessment Office, p. 216: « As discussed in section 5.2 of this report, EAO concludes that there would be a significant residual adverse effect of the proposed Project related to GHG emissions. The effect is considered significant because of the existing context of global greenhouse gas emissions and the magnitude of the proposed Project's emissions, which would have a notable impact on BC's emissions reduction targets. » ↩

⁶⁰⁷ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, pp. 51-52; C-0358-ENG, LNG Canada Export Terminal Project, Assessment Report, Environmental Assessment Office, p. 62. ↩

⁶⁰⁸ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 52. ↩

⁶⁰⁹ C-0361-ENG, Pacific NorthWest Project, Environmental Assessment Report, p. 43 : « The Agency concludes that the Project is likely to cause significant adverse environmental effects as a result of greenhouse gas emissions after taking into consideration the implementation of the above mentioned mitigation measures. » ↩

⁶¹⁰ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, pp. 51-52; C-0361-ENG, Pacific NorthWest Project, Environmental Assessment Report, p. 43. ↩

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2. L'assujettissement du projet Énergie Saguenay à deux processus d'évaluation environnementale n'était pas « moins favorable » qu'une évaluation coopérative fédérale-provinciale

447. Dans son mémoire, la demanderesse allègue que « the fact that GNLQ underwent two separate and parallel environmental assessments amounted to inherently less favourable treatment, given that comparable projects have instead been subject to only a single, joint and collaborative environmental assessment process. »⁶¹¹ Selon la demanderesse, l'assujettissement d'un projet à une seule évaluation environnementale coopérative fédérale-provinciale plutôt qu'à deux évaluations distinctes « could only be beneficial for a project and its proponent », puisque cela simplifie le processus d'évaluation environnementale, évite les dédoublements et les incohérences et réduit les coûts et les délais.⁶¹²

448. Il convient de nuancer cette affirmation de la demanderesse selon laquelle une évaluation coopérative fédérale-provinciale « ne pourrait être que bénéfique pour un projet et son promoteur » notamment en simplifiant le processus. Comme le note Me Yergeau dans son rapport d'expert, l'Entente ne garantit pas la « simplification » du processus d'évaluation environnementale. Il note que l'Entente ne fait qu'assurer des points de contact et des canaux de communication entre les autorités publiques responsables et, à l'occasion, la tenue d'une commission d'examen conjoint. L'Entente maintient des processus parallèles⁶¹³.

449. En outre, les promoteurs considèrent généralement qu'il est moins favorable de recourir à une évaluation par commission d'examen, le seul mécanisme permettant de mener une évaluation coopérative avec commission d'examen conjoint au sens de l'Entente Canada-Québec de 2010, étant donné les délais plus longs associés à cette procédure comparativement à une évaluation menée par l'Agence.

450. Pour les évaluations environnementales menées par l'Agence, la LCÉE 2012 impose un délai maximum de 365 jours au ministre de l'Environnement fédérale pour prendre une décision sur un projet évalué, compté à partir de la publication de l'avis de début de l'évaluation

⁶¹¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 587. ↩

⁶¹² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 589. ↩

⁶¹³ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 377. ↩

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environnementale.⁶¹⁴ Ce délai maximum inclut le délai dont dispose l'Agence pour mener une évaluation environnementale, rédiger son rapport d'évaluation et le soumettre au ministre pour informer sa décision. En revanche, pour les évaluations environnementales menées par une commission d'examen, le ministre peut fixer un délai allant jusqu'à 24 mois à partir du renvoi de l'évaluation pour examen par une commission pour l'ensemble du processus, de la constitution de la commission jusqu'à la décision du ministre.⁶¹⁵ Ce délai maximal de 24 mois entre le renvoi pour examen en commission et la décision du ministre est également applicable aux commissions d'examen conjointes fédérales-provinciales.⁶¹⁶ Ce délai maximum de 24 mois s'ajoute en outre au délai de 60 jours dont dispose le ministre pour renvoyer l'évaluation environnementale pour examen par une commission, à partir de l'avis du début de l'évaluation environnementale.⁶¹⁷ Ainsi, pour les évaluations menées par une commission d'examen, incluant les commissions conjointes fédérales-provinciales, il peut s'écouler selon la LCÉE 2012 jusqu'à 790 jours entre la publication de l'avis de début de l'évaluation environnementale et la décision du ministre, soit plus du double que le délai prévu pour les évaluations environnementales menées par l'Agence.

451. Ce sont ces délais supplémentaires qui incitent habituellement les promoteurs à éviter les évaluations par commission d'examen, puisqu'ils ont intérêt à ce que l'évaluation soit menée le plus rapidement possible. Par exemple, dans l'affaire Bilcon, le promoteur s'était justement plaint du fait que son projet de mine ait été référé à une commission d'examen conjoint Canada – Nouvelle-Écosse, parce que cela impliquait un examen plus long, coûteux et rigoureux, lequel incluait des audiences publiques.⁶¹⁸ Dans son rapport d'expert, Monsieur O'Gorman note également que les projets qui sont évalués par une commission d'examen font face généralement

⁶¹⁴ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), art. 27(2). ↩

⁶¹⁵ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), art. 38(2). ↩

⁶¹⁶ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), arts. 42(2)(b), 40(1), 54. ↩

⁶¹⁷ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), art. 38(1). ↩

⁶¹⁸ CL-0024-ENG, Clayton and Bilcon of Delaware Inc. c. Canada (CNUDCI, CPA Affaire No. 2009-04), Sentence sur la compétence et la responsabilité, 17 mars 2015 (« Bilcon – Sentence sur la compétence et la responsabilité » ), ¶ 15. ↩

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à un niveau accru d'examen par le public et les groupes autochtones en raison de la tenue d'audiences publiques⁶¹⁹.

452. En l'espèce, si GNL Québec avait voulu que l'évaluation environnementale de son projet Énergie Saguenay soit menée par une commission d'examen conjoint plutôt que par l'Agence, pour bénéficier des « avantages indéniables » d'une évaluation conjointe fédérale-provinciale, elle aurait pu en faire la demande. Comme le note Madame Powell dans son rapport d'expert, « it would have been entirely appropriate, and prudent, for the Proponent to flag this if it was concerned about whether and how the Canada-Québec EA Agreement would apply to its project »⁶²⁰. GNL Québec aurait pu sensibiliser le ministre à cette occasion à la possibilité de coopérer avec le Québec, qui est un des éléments que peut prendre en compte le ministre pour renvoyer l'évaluation environnementale d'un projet pour examen en commission.⁶²¹ À l'époque, GNL Québec reconnaissait qu'à la fois les exigences fédérales et provinciales en matière d'évaluation environnementale s'appliqueraient à son projet.⁶²² Toutefois, GNL Québec n'a jamais formulé une telle demande pour une commission d'examen, jugeant probablement qu'il s'agissait de la manière favorable de procéder pour ses propres intérêts⁶²³.

G. En somme, le projet Énergie Saguenay n'a pas fait l'objet d'un traitement « moins favorable » en raison du fait qu'il a été assujetti à deux processus d'évaluation environnementale distincts plutôt qu'a une seule évaluation coopérative fédérale-provinciale par commission d'examen

453. Comme le Canada l'a démontré, aucun des éléments du processus d'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay qui constituent la base des allégations de violation des articles 1102 et 1103 de la demanderesse n'a été appliqué dans des « circonstances analogues » à celles de l'évaluation des projets comparateurs soumis par la demanderesse. Toute différence entre les analyses et les conclusions tirées par l'Agence ou le MELCC dans leurs rapports

⁶¹⁹ RER-4, O'Gorman-ENG, ¶ 49: "All projects that are reviewed by an independent review panel face a heightened level of scrutiny from the public and Indigenous communities, who have an opportunity to present evidence to the review panel and be heard in a public hearing.". ↩

⁶²⁰ RER-3, Powell-ENG, ¶ 25. ↩

⁶²¹ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), art. 38(2)c). ↩

⁶²² R-0074-FRA, Projet Énergie Saguenay : Complexe de liquéfaction de gaz naturel à Saguenay – Description de projet - Résumé, novembre 2015, pp. 3-4. ↩

⁶²³ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 40, 42; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 42. ↩

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d'évaluation environnementale sur le projet Énergie Saguenay, d'une part, et les projets comparateurs, d'autre part, est justifiée par les circonstances propres aux projets. En outre, certaines comparaisons de projets présentées par la demanderesse démontrent l'absence de différence dans les analyses et les conclusions de l'Agence entre le projet Énergie Saguenay et d'autres projets. Les projets ont reçu exactement le même traitement relativement à l'évaluation des émissions de GES.

454. En conclusion, la demanderesse a échoué à démontrer un manquement aux obligations des articles 1102 et 1103 de l'ALÉNA.

VI. LA DEMANDERESSE N'A PAS FAIT LA PREUVE D'UNE VIOLATION DE L'ARTICLE 1105 DE L'ALÉNA

A. Résumé de la position du Canada

455. La demanderesse prétend que les refus des gouvernements du Canada et du Québec de délivrer les autorisations environnementales du projet Énergie Saguenay et les processus d'évaluation ayant mené à ceux-ci constituent un « traitement » qui n'est pas conforme à la norme minimale de traitement au sens de l'article 1105 de l'ALÉNA.⁶²⁴

456. La demanderesse allègue que la conduite respective des autorités environnementales et des gouvernements du Québec et du Canada constituerait une violation grossière des principes d'équité procédurale et de procédure régulière prévus par la loi.⁶²⁵ La demanderesse soutient aussi que le Canada a agi de manière manifestement arbitraire et injuste⁶²⁶ en plus de l'avoir traitée de manière ciblée et discriminatoire.⁶²⁷ La demanderesse prétend finalement que les mesures contestées contreviennent à ses attentes légitimes.⁶²⁸

457. Les prétentions de la demanderesse ne sont fondées ni en fait ni en droit. Les mesures contestées se fondent sur deux évaluations environnementales indépendantes qui s'appuient à leur

⁶²⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 146, 300, 319, 608-609, 659. ↩

⁶²⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 607-625. ↩

⁶²⁶ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 626-646. ↩

⁶²⁷ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 647-673. ↩

⁶²⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 674-748. ↩

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tour sur des consultations publiques et des analyses environnementales menées par le MELCC et l'Agence en collaboration avec d'autres ministères et organismes experts provinciaux et fédéraux. Les refus des gouvernements du Québec et du Canada sont fondés sur des considérations qui ont été communiquées au promoteur dès le début des évaluations environnementales et réitérées à plusieurs reprises par la suite. Plus particulièrement, la preuve au dossier, incluant celle déposée par la demanderesse, démontre que les préoccupations des gouvernements relatives aux impacts sur la transition énergétique, la diminution mondiale des émissions de GES, la protection des espèces menacées et l'acceptabilité sociale ont imprégné les évaluations environnementales dès leur initiation. La demanderesse ne peut raisonnablement prétendre qu'elle a été délibérément maintenue dans l'ignorance de ces enjeux. Au contraire, la preuve démontre hors de tout doute qu'elle en était consciente dès le début des processus d'évaluations environnementales et qu'elle a eu amplement l'occasion de faire valoir ses observations avant la prise de décisions des deux gouvernements.

458. Contrairement à ce que prétend la demanderesse, les refus de délivrer les autorisations environnementales requises pour le projet Énergie Saguenay sont le fruit d'une procédure administrative régulière ainsi que d'une prise de décision rationnelle des gouvernements, fondées sur des preuves scientifiques et des analyses impartiales de la part des autorités compétentes du Québec et du Canada. Ces mesures ne peuvent être assimilées à un traitement discriminatoire ciblé, et ce, sans motif ou but légitime, ni être qualifiées de manifestement injustes, arbitraires ou d'idiosyncrasiques.

459. La demanderesse est sans nul doute déçue des décisions des gouvernements de ne pas lui avoir accordé les autorisations environnementales requises pour son projet d'investissement Énergie Saguenay. Toutefois, il ne revient pas aux tribunaux constitués en vertu du chapitre 11 de l'ALÉNA de remettre en question la prise en compte des effets environnementaux négatifs importants évalués par les autorités nationales en l'absence de toute preuve que ces mesures aient servi de prétexte pour atteindre des objectifs inavoués ou inappropriés. Les tribunaux de l'ALÉNA doivent, en appliquant la norme minimale de traitement, tenir compte du fait que les autorités nationales compétentes peuvent être plus familières avec les complexités factuelles et juridiques

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nationales d'une situation.⁶²⁹ Un haut niveau de déférence doit être accordé aux décisions des autorités nationales compétentes, en vertu de la norme minimale de traitement de l'article 1105 de l'ALÉNA, surtout lorsque, comme ici, il n'existe aucune preuve tendant à démontrer que les gouvernements aient été motivés par autre chose que par des considérations hautement légitimes et rationnelles liées à la protection de l'environnement et à la lutte contre les changements climatiques.⁶³⁰

460. Enfin, le Canada nie que les attentes que la demanderesse ait pu entretenir par rapport à la réalisation de ses projets puissent fonder une violation de l'article 1105 de l'ALÉNA de manière autonome. La demanderesse ne s'est aucunement déchargée de son fardeau de prouver l'existence d'assurances spécifiques capables de faire naître des attentes légitimes que ses projets soient autorisés.

B. La norme minimale de traitement prévue à l'article 1105(1) de l'ALÉNA correspond à celle prévue en droit international coutumier

461. L'article 1105 de l'ALÉNA protège les « investissements effectués » par les investisseurs d'une autre Partie et prévoit que :

Chacune des Parties accordera aux investissements effectués par les investisseurs d'une autre Partie un traitement conforme au droit international, notamment un traitement juste et équitable ainsi qu'une protection et une sécurité intégrales.⁶³¹ [Nous soulignons].

462. Dans une note d'interprétation de la Commission du libre-échange, ayant force obligatoire pour ce Tribunal (ci-après, « Note d'interprétation de l'ALÉNA »),⁶³² les Parties au traité ont clarifié l'interprétation de cette disposition, en stipulant notamment que :

⁶²⁹ CL-0024-ENG, Bilcon – Sentence sur la compétence et la responsabilité, ¶¶ 439, 584. ↩

⁶³⁰ CL-0007-ENG, S.D. Myers – Sentence partielle, ¶¶ 261, 263; CL-0024-ENG, Bilcon – Sentence sur la compétence et la responsabilité, ¶ 738. Notons que la norme de déférence s'appliquant aux organes législatifs de l'État d'accueil est la même que celle s'appliquant aux organes administratifs. RL-0102-FRA, Lone Pine Resources Inc. c. Canada (Affaire CIRDI No. UNCT/15/2), Sentence, 21 novembre 2022 [Version francaise] (« Lone Pine – Sentence"), ¶ 624; RL-0086-ENG, Apotex - Sentence, ¶¶ 9.37-9.39. ↩

⁶³¹ CD-0096-FRA, Accord de libre-échange nord-américain entre le gouvernement du Canada, le gouvernement des États-Unis et le gouvernement du Mexique (« ALÉNA »), art. 1105(1). ↩

⁶³² CD-0096-FRA, ALÉNA, art. 1131(2). ↩

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1. L'article 1105(1) prescrit la norme minimale de traitement conforme au droit international coutumier à l'égard des étrangers comme norme minimale de traitement à accorder aux investissements effectués par les investisseurs d'une autre Partie.
2. Les concepts de « traitement juste et équitable » et de « protection et sécurité intégrales » ne prévoient pas de traitement supplémentaire ou supérieur à celui exigé par la norme minimale de traitement conforme au droit international coutumier à l'égard des étrangers. [Nous soulignons]⁶³³

463. Les tribunaux d'arbitrage de l'ALÉNA ont reconnu de manière systématique la force contraignante de la note d'interprétation élaborée par la Commission du libre-échange⁶³⁴. En ce qui concerne la norme minimale de traitement prévue par le droit international coutumier, plusieurs tribunaux ont énoncé le seuil devant être respecté :

The customary international law minimum standard of treatment is just that, a minimum standard. It is meant to serve as a floor, an absolute bottom, below which conduct is not accepted by the international community.⁶³⁵ [Nous soulignons]

464. D'autres tribunaux d'arbitrage de l'ALÉNA ont décrit ce seuil minimal comme suit :

[A] violation of the customary international law minimum standard of treatment, as codified in Article 1105 of the NAFTA, requires an act that is sufficiently egregious and shocking-a gross denial of justice, manifest arbitrariness, blatant unfairness, a

⁶³³ RL-0103-FRA, Commission du libre-échange de l'ALÉNA, Notes d'interprétation de certaines dispositions du chapitre 11, 31 juillet 2001, article 2, ¶¶ 1 et 2. Le principe selon lequel le concept de « traitement juste et équitable » ne « prévoit pas de traitement supplémentaire ou supérieur à celui exigé par la norme minimale de traitement conforme au droit international coutumier » a été précisé dans l'ACEUM qui définit « la norme minimale de traitement des étrangers en droit international coutumier comme norme de traitement à accorder aux investissements ». ACEUM, Chapitre 14, arts. 14.6(2), 14.6(3) : « Les concepts de « traitement juste et équitable » et de « protection et sécurité intégrales » « n'exigent pas de traitement supplémentaire ou supérieur à celui exigé par cette norme ni ne créent de droits substantifs additionnels » [...] la constatation d'un manquement à une autre disposition du présent accord ou d'un accord international distinct n'établit pas un manquement au présent article [14.6] ». L'article 14.6 est interprété conformément à l'annexe 14-A (Droit international coutumier) qui prescrit que: «Les Parties confirment leur compréhension commune selon laquelle le "droit international coutumier", au sens général et tel qu'il est mentionné expressément à l'article 14.6 (Norme minimale de traitement), résulte d'une pratique générale et constante des États, à laquelle ceux-ci prêtent un caractère juridiquement contraignant. La norme minimale de traitement des étrangers en droit international coutumier désigne l'ensemble des principes du droit international coutumier qui protègent les investissements des étrangers. » ↩

⁶³⁴ CL-0031-ENG, Methanex – Sentence finale sur la juridiction et le fond, p. 9, ¶ 20; CL-0038-ENG, ADF – Sentence, ¶¶ 175-178; CL-0035-ENG, Glamis Gold Ltd. c. États-Unis (CNUDCI), Sentence finale, 8 juin 2009 (« Glamis - Sentence »), ¶ 599; CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶ 268; CL-0036-ENG, Mobil Investments Canada Inc. and Murphy Oil Corporation c. Canada (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/07/4), Décision sur la responsabilité et le quantum, 22 mai 2012 (« Mobil - Décision sur la responsabilité et le quantum »), ¶ 135; CL-0024-ENG, Bilcon – Sentence sur la compétence et la responsabilité, ¶ 430. ↩

⁶³⁵ CL-0035-ENG, Glamis – Sentence, ¶ 615; CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶ 268. ↩

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complete lack of due process, evident discrimination, or a manifest lack of reasons – so as to fall below accepted international standards and constitute a breach of Article 1105.⁶³⁶ [Nous soulignons]

465. La norme minimale de traitement protègerait donc les investissements des actes ou omissions qui font preuve d'une « absence totale de procédure régulière » d'un comportement « manifestement arbitraire » ou d'une « discrimination flagrante » contrairement au droit coutumier international.⁶³⁷ Ce seuil de gravité élevé est établi dans de nombreuses décisions.⁶³⁸

466. La demanderesse admet elle-même que pour établir une violation de l'article 1105 de l'ALÉNA, un seuil de gravité élevé doit être atteint⁶³⁹. Elle lie explicitement l'article 1105 de l'ALÉNA à la norme minimale de traitement définie dans le modèle APIE ainsi que dans l'Accord économique et commercial global (ci-après, « AECG »)⁶⁴⁰. Selon la demanderesse les seuils de protection fondamentaux « against a fundamental breach of due process, manifest arbitrariness, targeted discrimination, or the abusive treatment of investors » applicables sont donc ceux prévus à l'AECG.⁶⁴¹

⁶³⁶ CL-0035-ENG, Glamis – Sentence, ¶ 627; CL-0037-ENG, Mondev International Ltd. c. États-Unis (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/99/2) Sentence, 11 octobre 2002 (« Mondev – Sentence »), ¶ 120; CL-0007-ENG, S.D. Myers – Sentence partielle, ¶ 261. ↩

⁶³⁷ CL-0035-ENG, Glamis – Sentence, ¶ 616; Comme l'a aussi conclu le tribunal dans l'affaire Thunderbird: « Notwithstanding the evolution of customary law since decisions such as Neer Claim in 1926, the threshold for finding a violation of the minimum standard of treatment still remains high, as illustrated by recent international jurisprudence [...] the Tribunal views acts that would give rise to a breach of the minimum standard of treatment prescribed by the NAFTA and customary international law as those that, weighed against the given factual context, amount to a gross denial of justice or manifest arbitrariness falling below acceptable international standards. » CL-0057-ENG, International Thunderbird Gaming Corporation c. Mexique (CNUDCI), Sentence, 26 janvier 2006 (« Thunderbird – Sentence »), ¶ 194. ↩

⁶³⁸ Comme l'a souligné récemment le tribunal dans l'affaire Lone Pine, une mesure ne peut contrevenir à la norme minimale de traitement de l'article 1105 de l'ALÉNA à moins qu'elle soit dénuée de tout fondement ou encore dépourvue de toute connexion logique avec le but poursuivi: « il faudrait que la Demanderesse démontre qu'il y avait une déconnexion complète entre la [mesure] contestée et l'objectif de protection de l'environnement » recherché. RL-0102-FRA, Lone Pine – Sentence, ¶¶ 611, 626; CL-0037-ENG, Mondev - Sentence, ¶ 120; CL-0007-ENG, S.D. Myers - Sentence partielle, ¶ 261; CL-0035-ENG, Glamis – Sentence, ¶¶ 616, 627 et 828-829; CL-0038-ENG, ADF – Sentence, ¶ 190; CL-0057-ENG, Thunderbird – Sentence, ¶ 194. ↩

⁶³⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 597, 599. ↩

⁶⁴⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 599, 684. ↩

⁶⁴¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 599; CL-0043-ENG, Canada's Model Foreign Investment Promotion and Protection Agreement, 2021, art. 8(1); RL-0073-FRA, Modèle d'APIE, 2021, art. 8(1); CL-0044-ENG, Canada-European Union Comprehensive Economic and Trade Agreement, art. 8.10.2; RL-0100-FRA, Accord économique et commercial global Canada-Europe, art. 8.10.2. ↩

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467. À ce titre, le Canada et l'Union européenne se sont récemment entendus sur une note d'interprétation qui clarifie le contenu de la norme de traitement juste et équitable prévue à l'article 8.10 de l'AEGC (ci-après, « Note d'interprétation de l'AECG »)⁶⁴². Cette note précise que pour établir l'existence d'un manquement à l'obligation de traitement juste et équitable, il doit être démontré une violation fondamentale du principe de l'application régulière de la loi, c'est-à-dire qu'« une conduite procédurale incorrecte et choquante doit être constatée dans les procédures judiciaires ou administratives »⁶⁴³. Cette conduite doit en être une qui « ne respecte pas les normes fondamentales internationalement reconnues en matière d'administration de la justice et d'application régulière de la loi, et qui heurte, ou du moins surprend le sens de la correction juridique, tel que le refus infondé d'accès aux tribunaux ou à la représentation en justice, l'absence de possibilité d'être entendu, un traitement discriminatoire par les tribunaux, des juges clairement subjectifs et corrompus, ou un manque complet ou injustifiable de transparence dans la procédure, tel qu'un défaut de notification de la procédure ou des motifs de la décision. »⁶⁴⁴ La demanderesse n'est pas parvenue à prouver que les faits qu'elle reproche au Canada ont manqué à cette norme de traitement.

468. En ce qui a trait au traitement « manifestement arbitraire », les tribunaux ALÉNA ont précisé qu'il s'agit d'un traitement allant au-delà d'un « merely inconsistent or questionable application of administrative or legal policy or procedure »⁶⁴⁵. Le fait même qu'une mesure viole le droit interne n'établit pas en soi une violation de la norme minimale de traitement au regard du

⁶⁴² Les représentants des Parties à l'AECG ont annoncé la conclusion de l'entente lors d'une réunion ministérielle à Bruxelles le 9 février 2024. Le communiqué émis à l'occasion de cette réunion précise que « [l]es coprésidents ont confirmé que le texte de l'Interprétation a été approuvé sur le fond et se sont engagés à ce qu'il soit adopté de manière définitive en temps voulu par le comité mixte par procédure écrite une fois que l'examen linguistique de toutes les langues faisant foi dans le cadre de l'AECG aura été mené à bien. » R-0075-FRA, Déclaration conjointe: Croissance économique durable dans l'Union européenne et au Canada grâce à l'Accord économique et commercial global, 9 février 2024. ↩

⁶⁴³ R-0076-FRA, Projet d'Interprétation No.../2024 du Comité mixte de l'AECG du... concernant l'article 8.10, l'annexe 8-A, l'article 8.9 et l'article 8.39 de l'accord économique et commercial global (AECG). Art. 1.c. (« Projet d'Interprétation AECG »). ↩

⁶⁴⁴ R-0076-FRA, Projet d'Interprétation AECG. ↩

⁶⁴⁵ CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶ 292: « an actionable finding of arbitrariness must not be based simply on a tribunal's determination that a domestic agency or legislature incorrectly weighed the various factors, made legitimate compromises between disputing constituencies, or applied social or economic reasoning in a manner that the tribunal criticizes ». ↩

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droit international coutumier⁶⁴⁶. Le type de conduite que la demanderesse doit établir doit traduire une faute grave, une injustice manifeste et discriminatoire en violation grave du droit interne⁶⁴⁷, ou dans les termes de la décision Neer, « un outrage, une mauvaise foi, une négligence volontaire ou une insuffisance d'action si éloignée des normes internationales que toute personne raisonnable et impartiale pourrait facilement reconnaître son caractère délictueux »⁶⁴⁸. Une mesure manifestement arbitraire est donc celle constituée par « an unexpected and shocking repudiation of a policy's very purpose and goals » ⁶⁴⁹ laquelle « grossly subverts a domestic law or policy for an ulterior motive »⁶⁵⁰.

469. Ce standard a lui aussi fait l'objet d'une clarification dans la Note d'interprétation de l'AECG qui précise que pour qu'une mesure soit considérée comme « manifestement arbitraire », il doit être évident qu'elle n'a pas de lien rationnel avec un objectif légitime en matière de politique, par exemple lorsqu'une mesure est fondée sur un préjugé ou un parti pris plutôt que sur la raison ou les faits⁶⁵¹. La demanderesse n'est pas parvenue à démontrer que les actes qu'elle reproche au Canada ont contrevenu à cette norme de traitement. Comme l'ont précisé le Canada et l'Union européenne dans la Note d'interprétation de l'AECG, une mesure ou une série de mesures constitue « une discrimination ciblée basée sur des motifs manifestement illicites, comme le sexe, la race ou les croyances religieuses », si elle distingue l'investisseur en lui accordant un traitement différencié fondé sur lesdits motifs illégitimes⁶⁵². Pour déterminer si une mesure constitue un tel traitement, les considérations pertinentes peuvent, notamment, inclure les justifications de l'État, notamment la question de savoir si les autorités agissaient dans le cadre de leur compétence ou s'il y a eu un

⁶⁴⁶ CL-0038-ENG, ADF – Sentence, ¶ 190; CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶¶ 291, 293. ↩

⁶⁴⁷ CL-0049-ENG, Loewen – Sentence, ¶ 135. ↩

⁶⁴⁸ CL-0344-ENG, L.F.H. Neer and Pauline Neer (U.S.A.) v. United Mexican States, 4 R.I.A.A. 60 (2006), 15 October 1926, pp. 61-62: « [...] should amount to an outrage, to bad faith, to wilful neglect of duty, or to an insufficiency of governmental action so far short of international standards that every reasonable and impartial man would readily recognize its insufficiency. »; CL-0035-ENG, Glamis – Sentence, ¶ 627; CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶¶ 286, 296. ↩

⁶⁴⁹ CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶ 293. ↩

⁶⁵⁰ CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶ 293. ↩

⁶⁵¹ R-0076-FRA, Projet d'Interprétation AECG, Art. 1.d. ↩

⁶⁵² R-0076-FRA, Projet d'Interprétation AECG, Art. 1.e. ↩

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abus de pouvoir⁶⁵³. La demanderesse n'a pas prouvé que les actes qu'elle reproche au Canada ont contrevenu à cette norme de traitement.

470. Les tribunaux d'arbitrage de l'ALÉNA ont majoritairement refusé des réclamations similaires à celles faites par la demanderesse et ceux-ci ont établi que des énoncés généraux, du même type que ceux auxquels la demanderesse fait référence, ne peuvent pas créer d'attentes légitimes. Dans les quelques cas où les tribunaux ont fait référence aux attentes légitimes comme étant un facteur pertinent à l'analyse dans le cadre du Chapitre 11 de l'ALÉNA, cela était uniquement dans la mesure où des « engagements » ou des « assurances » spécifiques avaient été faites par l'État auprès de l'investisseur et en vertu desquelles ce dernier s'était raisonnablement fondé pour investir. Dans l'affaire Thunderbird, sur laquelle s'appuie la demanderesse⁶⁵⁴, l'investisseur fondait son argument d'attentes légitimes sur un avis de conformité de l'investissement sollicité auprès du ministère de l'Intérieur du Mexique⁶⁵⁵. Le tribunal a rejeté les prétentions de l'investisseur, et ce, même si les mesures concernées allaient à l'encontre des indications données dans l'avis de conformité. Le tribunal a, en effet, considéré que cet avis ne traitait pas des spécificités propres à l'investissement de la demanderesse⁶⁵⁶ et a donc déterminé que l'avis n'indiquait pas les informations adéquates de conformité pour faire naître chez l'investisseur des attentes légitimes sur lesquelles un investisseur normalement informé aurait pu se fonder pour investir⁶⁵⁷. L'affaire Thunderbird n'appuie donc pas l'argument de la demanderesse à l'effet que des représentations de nature générale sont susceptibles de faire naître des attentes

⁶⁵³ R-0076-FRA, Projet d'Interprétation AECG, Art. 1.f. ↩

⁶⁵⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 677. ↩

⁶⁵⁵ CL-0057-ENG, Thunderbird – Sentence, ¶¶ 138-139. ↩

⁶⁵⁶ CL-0057-ENG, Thunderbird – Sentence, ¶¶ 156-159: « Thunderbird has argued that SEGOB was well aware of the nature of the EDM machines since it had attempted to proceed with the closure of similar gaming facilities of Mr. Guardia. The Tribunal notes, however, that there is no disclosure in the Solicitud [requête sur laquelle s'est fondé l'avis de conformité] that the machines operated by EDM were similar or identical to those of Mr. Guardia. Likewise, Thunderbird's identification in the Solicitud of the trademark and model number of the machines [...] cannot be deemed sufficient to establish the functionality of the machines. According to the evidence, the model references used in the Solicitud were not proper model numbers but rather a description of the size of the computer monitor used to display the video game [...] The model numbers did not therefore elucidate the nature of the machines and furthermore appeared to be inaccurate or incomplete [...] In the Tribunal's view, the Solicitud did not give the full picture, even for an informed reader. » ↩

⁶⁵⁷ CL-0057-ENG, Thunderbird – Sentence, ¶ 166. ↩

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légitimes. Dans l'affaire Mobil Investments, sur laquelle s'appuie aussi la demanderesse⁶⁵⁸, le tribunal n'a pas été en mesure de conclure que des « promesses » avaient été faites par l'État. Pour pouvoir se fonder sur une attente qui est censée exister, des preuves devraient être apportées pour montrer des « représentations claires et explicites » ainsi qu'une « indication de la confiance » accordée à ces représentations⁶⁵⁹.

471. La demanderesse n'est pas parvenue à démontrer que la norme minimale de traitement en droit international coutumier inclut la protection à l'égard des « attentes légitimes », que ce soit en matière de transparence et d'équité procédurale dans une procédure administrative, ou autrement. La demanderesse n'a produit aucune preuve de pratique générale des États à cet effet et encore moins une preuve qu'une telle pratique serait suivie parce qu'elle constitue une règle de droit⁶⁶⁰.

472. La Note d'interprétation de l'AECG précise aussi que les déclarations faites à un investisseur par des représentants de l'État ne peuvent être « prises en compte » que dans la mesure où elles sont pertinentes pour déterminer l'existence d'une violation du traitement juste et équitable. Toutefois, des attentes soi-disant « légitimes » ne peuvent pas résulter de telles déclarations si un investisseur prudent et avisé ne se serait raisonnablement pas fié aux déclarations pour effectuer l'investissement, notamment parce que les déclarations n'étaient pas suffisamment précises ou étaient assorties d'ambiguïté et qu'elles n'avaient pas le degré de formalité requis, par exemple parce qu'elles n'ont pas été faites par écrit par l'autorité compétente d'une Partie.⁶⁶¹ L'article 14.6(2)(a) de l'ACÉUM précise que « le simple fait qu'une Partie agisse ou omette d'agir d'une manière qui pourrait être incompatible avec les attentes d'un investisseur ne constitue pas

⁶⁵⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 598, 679. ↩

⁶⁵⁹ CL-0036-ENG, Mobil - Décision sur la responsabilité et le quantum, ¶ 156: « In order to be able to rely upon an expectation that is said to exist, evidence would need to be tendered to show clear and explicit representations together with an indication as to reliance being placed upon such representations. The record in this case shows no such evidence, including of any subjectively held expectation that might be claimed to have existed. » ↩

⁶⁶⁰ Le Canada fait sienne l'opinion de la Cour internationale de Justice qui affirme, au sujet du traitement juste et équitable, qu'il n'existe pas en droit international général de principe qui donnerait naissance à une obligation sur la base de ce qui pourrait être considéré comme une attente légitime. Voir RL-0107-FRA, Obligation de négocier un accès à l'océan Pacifique (Bolivie c. Chili), arrêt, C.I.J. Recueil 2018, p. 507, ¶ 162; CL-0035-ENG, Glamis – Sentence, ¶¶ 600-603; CL-0038-ENG, ADF – Sentence, ¶ 185; CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶¶ 271-274; RL-0108-ENG, United Parcel Service of America Inc. c. Canada (CNUDCI, Affaire No. UNCT/02/1), Sentence sur la juridiction, 22 novembre 2002, ¶¶ 84-86; ACEUM, Annexe 14-A, Article 14.6. ↩

⁶⁶¹ R-0076-FRA, Projet d'Interprétation AECG, Art. 1.g. ↩

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un manquement au présent article même si cela a pour effet d'entraîner une perte à l'investissement visé ou de causer un dommage à celui-ci »⁶⁶².

473. La norme minimale de traitement garantie par l'article 1105 de l'ALÉNA aux investissements d'investisseurs étrangers ne peut avoir pour effet d'empêcher indûment les Parties d'adopter des mesures pour atteindre des objectifs légitimes d'intérêt public. Lorsqu'ils analysent une mesure contestée à l'aune de la norme minimale de traitement, les tribunaux arbitraux doivent faire preuve d'un niveau élevé de déférence, surtout lorsqu'il s'agit de mesures visant à lutter contre les changements climatiques. Tel que le Canada et l'Union européenne l'ont clarifié dans la Note d'interprétation de l'AECG :

Changement climatique

Les Parties réaffirment leur droit de réglementer sur leurs territoires en vue de réaliser des objectifs légitimes en matière de politique aux fins de protection de l'environnement, tels qu'ils sont énoncés à l'article 8.9.1 de l'accord, y compris en prenant des mesures pour atténuer ou combattre le changement climatique ou pour faire face à ses conséquences actuelles ou futures.

Lorsqu'il interprète les dispositions du chapitre Huit (Investissement) de l'accord, le Tribunal tient dûment compte des engagements pris par les Parties dans le cadre d'accords environnementaux multilatéraux, y compris l'accord de Paris, fait à Paris le 12 décembre 2015. En particulier, les droits et obligations des Parties au titre du chapitre Huit (Investissement) de l'accord devraient être interprétés d'une manière qui appuie la capacité des Parties à donner effet à leurs engagements respectifs en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre en adoptant ou en maintenant des mesures conçues et appliquées pour atténuer ou combattre le changement climatique ou faire face à ses conséquences actuelles ou futures⁶⁶³.

474. Bien que cet énoncé clarifie les dispositions de l'AECG, le Canada soumet respectueusement qu'en réaffirmant le pouvoir des États de réglementer dans l'intérêt public dans un contexte de lutte aux changements climatiques, il exprime une vérité qui s'applique tout autant aux obligations de l'ALÉNA, et en particulier celles contenues à l'article 1105. Les allégations de la demanderesse doivent donc être rejetées. Le contrôle que la demanderesse demande au Tribunal d'exercer par rapport à l'action gouvernementale est incompatible avec la déférence que l'article

⁶⁶² ACEUM, art. 14.6:4. ↩

⁶⁶³ R-0076-ENG, Projet d'Interprétation AECG, Art. 3. ↩

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1105 de l'ALÉNA accorde aux autorités gouvernementales lorsque celles-ci adoptent des mesures pour atteindre des objectifs légitimes d'intérêt public, et d'autant plus lorsque ces objectifs ont trait à la réduction des GES et à la lutte contre les changements climatiques qui est un objectif d'intérêt public de la plus haute importance.⁶⁶⁴

C. Les mesures contestées n'étaient pas grossièrement injustes ou inéquitables sur le plan de la procédure

475. Les allégations de la demanderesse visant les processus fédéral et provincial d'évaluation environnementale ne démontrent pas une violation de l'article 1105 de l'ALÉNA étant donné que celle-ci n'est aucunement parvenue à démontrer que les mesures du Canada constituent « a fundamental breach of due process »⁶⁶⁵ ou un « lack of due process leading to an outcome which offends judicial propriety »⁶⁶⁶.

476. Les évaluations environnementales au Canada et au Québec sont assujetties à une procédure détaillée et très élaborée qui vise à faire en sorte que les décisions d'autoriser ou non un projet, ou de l'assujettir à des mesures d'atténuation, soient prises à la lumière de la meilleure information disponible. Ces évaluations sont menées en collaboration avec les initiateurs, le gouvernement fédéral ou les gouvernements provinciaux et territoriaux, les ministères experts et autres organismes ainsi que le public⁶⁶⁷. Cette procédure requiert, notamment, que les gouvernements identifient les enjeux environnementaux pertinents que l'initiateur devra étudier. C'est l'initiateur qui a la responsabilité de recueillir les renseignements sur lesquels les gouvernements appuieront leur évaluation : sa collaboration est donc essentielle au bon déroulement de l'évaluation environnementale de son projet⁶⁶⁸.

⁶⁶⁴ RWS-9, Moffet-ENG, ¶¶ 12-44. ↩

⁶⁶⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 597, 599. CL-0043, Canada's Model Foreign Investment Promotion and Protection Agreement, 2021, art. 8; RL-0073-FRA, Modèle d'APIE 2021, art. 8; CL-0044, Canada-European Union Comprehensive Economic and Trade Agreement, art. 8.10; RL-0100-FRA, Accord économique et commercial global Canada-Europe, art. 8.10. ↩

⁶⁶⁶ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 604; CL-0040-ENG, Waste Management, Inc. c. Mexique (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/00/3), Sentence, 30 avril 2004 (« Waste Management – Sentence »), ¶ 98; CL-0024-ENG, Bilcon – Sentence sur la compétence et la responsabilité, ¶¶ 442-443. ↩

⁶⁶⁷ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 18-22; RWS-5, Duquette-FRA, ¶¶ 3, 25-26, 42. ↩

⁶⁶⁸ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 20. ↩

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477. La demanderesse n'est pas, non plus, parvenue à démontrer un manque de régularité des procédures d'évaluation environnementale qui aurait pu conduire à une absence totale de transparence et de franchise dans une procédure administrative⁶⁶⁹. Les évaluations environnementales des projets Énergie Saguenay et Gazoduq se sont rigoureusement conformées à la procédure prévue aux lois et règlements du Canada et du Québec. Les gouvernements ont avisé la demanderesse dès le début des évaluations des effets environnementaux qui ont ultimement servi de fondement aux refus d'autoriser les projets. La demanderesse a eu amplement l'occasion de documenter ces effets et de répondre aux préoccupations exprimées par les gouvernements et le public. Un tel traitement n'est pas grossièrement injuste ou inéquitable et ne peut constituer une violation de l'article 1105 de l'ALÉNA.

1. L'assujettissement du projet Énergie Saguenay à deux évaluations environnementales distinctes ne constitue pas une violation fondamentale du principe de l'application régulière de la loi

478. La demanderesse ne remet pas en question le fait que le projet Énergie Saguenay aurait dû recevoir à la fois l'autorisation du gouvernement du Québec et de celui du Canada avant qu'il puisse aller de l'avant⁶⁷⁰. Elle reproche plutôt aux gouvernements du Québec et du Canada de ne pas avoir collaboré et de ne pas avoir fondé leurs décisions quant à son projet sur une évaluation environnementale coopérative ou conjointe⁶⁷¹. Elle allègue que l'absence d'évaluation coopérative ou conjointe constitue une violation de la norme minimale de traitement.

479. Le Tribunal doit rejeter cette prétention. L'assujettissement d'un projet à deux évaluations environnementales distinctes n'a rien d'illicite. Il découle du partage des compétences prévu dans la fédération canadienne. Il est, en effet, bien établi en droit constitutionnel canadien que chaque

⁶⁶⁹ CL-0040-ENG, Waste Management – Sentence, ¶¶ 98-99; CL-0036-ENG, Mobil - Décision sur la responsabilité et le quantum, ¶ 141; CL-0024-ENG, Bilcon – Sentence sur la compétence et la responsabilité, ¶¶ 442-444; CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶ 282; CL-0041-ENG, Mesa Power Group, LLC c. Canada (CNUDCI), Sentence, 24 mars 2016, ¶¶ 501-502. ↩

⁶⁷⁰ Comme l'explique Me Yergeau « En bout de piste, les décisions de part et d'autre ne changent pas de titulaire ». RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 373; R-0074-FRA, Projet Énergie Saguenay : Complexe de liquéfaction de gaz naturel à Saguenay Description de projet – Résumé, novembre 2015, pp. 3-4; CD-0099-FRA, PR3.1 – Étude d'impact environnemental GNLQ, version finale, pp. 26-28. ↩

⁶⁷¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 608-609; CER-1, Duchaine-FRA, pp. 64, 66, 75. Voir aussi p. 67: « une évaluation environnementale coopérative s'imposait en l'espèce »; CER-2-ENG, Expert Report of Mr. Rodney Northey-Memorial on the Merits, 20 November 2023 (« CER-2, Northey-ENG »), ¶¶ 72-76. ↩

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ordre de gouvernement possède toute la compétence voulue pour mener des évaluations environnementales de projets qui se rattachent à un des champs de compétence qui lui est dévolu par la constitution⁶⁷². Lorsqu'un projet, comme celui d'Énergie Saguenay ou Gazoduq, cause des effets relevant de la compétence du Québec et du Canada, chaque gouvernement est en droit d'en évaluer les impacts sur l'environnement avant de l'autoriser. Le Canada et le Québec étant chacun souverains dans leurs champs de compétences, il n'existe aucune obligation légale pour l'un ou l'autre gouvernement de s'abstenir d'agir au profit d'un autre ordre de gouvernement⁶⁷³.

480. La demanderesse a tort de prétendre que les gouvernements du Canada et du Québec n'ont pas collaboré lors de leurs évaluations environnementales du projet Énergie Saguenay⁶⁷⁴. Tel que l'explique Madame Bélanger, les experts fédéraux et provinciaux se sont partagé des renseignements tout au long des évaluations environnementales afin d'arrimer leurs analyses des effets du projet dans le but de « faire bénéficier les deux processus des points de vue et de l'expertise de l'ensemble des experts afin de produire des analyses plus complètes et intégrées »⁶⁷⁵. Ce que la demanderesse semble donc vouloir reprocher aux gouvernements c'est de ne pas avoir collaboré suffisamment en menant une évaluation environnementale coopérative ou conjointe.

481. Or, il n'existe aucune obligation légale obligeant les gouvernements du Canada et du Québec à mener une évaluation environnementale coopérative ou conjointe, ni même de collaborer lors de leurs évaluations respectives. L'Entente de 2010, à laquelle réfèrent la demanderesse et ses experts, prévoit un mécanisme visant à favoriser la coopération entre les autorités responsables de mener les évaluations environnementales d'un projet⁶⁷⁶. Cette entente, de nature administrative, n'a aucune force obligatoire, ce qu'elle stipule d'ailleurs expressément⁶⁷⁷.

⁶⁷² RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 47 : « Le Parlement et les législatures des provinces ont une compétence partagée en matière d'environnement et en particulier en matière d'évaluation environnementale ». ↩

⁶⁷³ R-0077-FRA, Renvoi relatif à la sécession du Québec, [1998] 2 R.C.S. 217, ¶¶ 55-56; RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 361, 380, 386, 405. ↩

⁶⁷⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 608. ↩

⁶⁷⁵ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 34. Voir aussi RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 42. ↩

⁶⁷⁶ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 31. ↩

⁶⁷⁷ R-0078-FRA, Entente de collaboration Canada-Québec en matière d'évaluation environnementale (2010) art. 1(2)(c); RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 13. ↩

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482. Dans les faits, les gouvernements du Canada et du Québec ont appliqué les principes de l'Entente en collaborant, notamment, dans l'échange d'information tout au long des évaluations environnementales, et ce, même s'ils n'étaient pas obligés de le faire⁶⁷⁸. Que la collaboration ne se soit pas étendue à une évaluation environnementale coopérative ou conjointe peut s'expliquer par les différences entre le régime fédéral et québécois⁶⁷⁹. Comme le note Me Yergeau, « les deux processus ont toujours été très différents l'un de l'autre dans leur mécanisme, depuis leur mode de déclenchement jusqu'à la portée de la décision à prendre. »⁶⁸⁰ D'ailleurs, soulignons qu'aucun projet québécois n'a fait l'objet d'une évaluation coopérative par une commission d'évaluation conjointe en vertu de la LCÉE 2012 et que très peu de projets ont permis de tenir des audiences publiques conjointes⁶⁸¹. Il est donc faux de prétendre, comme le fait la demanderesse, que la collaboration en la forme d'une seule évaluation environnementale conjointe était la pratique habituelle (« normal practice »)⁶⁸² des gouvernements.

483. Aussi, il n'y a pas lieu de présumer qu'une évaluation environnementale coopérative ou conjointe est toujours plus efficace ou est toujours dans le meilleur intérêt d'un initiateur. Dans l'affaire Bilcon c. Canada, les demandeurs contestaient le fait que l'évaluation environnementale de leur projet ait été référée à un comité d'examen conjoint établi par le Canada et la Nouvelle-Écosse et prétendaient que cette décision contrevenait à l'article 1105 de l'ALÉNA. L'expert des demandeurs dans cette affaire prétendait que : « the use of a Review Panel process clearly can, as

⁶⁷⁸ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 31-34. ↩

⁶⁷⁹ Bien que le projet Gazoduq, contrairement au projet Énergie Saguenay, ait été assujetti à une évaluation environnementale conjointe, il convient de noter que ce projet était évalué sous la LEI et non la LCÉE 2012. ↩

⁶⁸⁰ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 378; RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 35. ↩

⁶⁸¹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 42 : « Cette façon de faire était la pratique habituelle à l'époque, puisqu'aucun projet québécois n'a fait l'objet d'une évaluation coopérative par une commission d'évaluation conjointe sous la LCÉE 2012 »; RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 372 : « L'auteur estime à moins de 10% des projets qui étaient de nature à enclencher à la fois le processus provincial et le processus fédéral d'évaluation environnementale ont fait l'objet d'une audience publique et d'un rapport conjoint », ¶ 376 : « À ce jour, aucun projet [au Québec] n'a encore fait l'objet d'un processus d'évaluation environnementale pleinement intégré fédéral/provincial. Il n'y a aucun mécanisme permettant l'intégration des deux processus en un seul qui répondrait aux exigences législatives et réglementaires de chacun des deux ordres de gouvernement. » ↩

⁶⁸² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 608. ↩

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is demonstrated in the WPQ case, be prejudicial to a project proponent, in terms of burden, cost, time as well as outcome. »⁶⁸³

484. Les prétentions de la demanderesse sont d'autant plus surprenantes qu'elle n'a jamais demandé la tenue d'une évaluation environnementale coopérative ou conjointe. Pourtant, dès le début des projets, elle s'est adjoint les services de conseillers professionnels d'expérience⁶⁸⁴ et elle ne pouvait ignorer l'existence de l'Entente ou la possibilité d'avoir recours à une évaluation coopérative ou conjointe. Si elle avait estimé qu'une évaluation coopérative ou conjointe aurait été souhaitable, comme le prétendent maintenant ses experts, elle en aurait très certainement fait la demande auprès des autorités québécoises et fédérales⁶⁸⁵.

2. L'évaluation environnementale québécoise a respecté la norme minimale de traitement prévue à l'article 1105 de l'ALÉNA

a) Le MELCC a suivi la procédure régulière d'évaluation et d'examen des impacts sur l'environnement en toute transparence

485. La demanderesse allègue que le gouvernement du Québec aurait enfreint la procédure régulière de la loi en introduisant illégalement, et sans préavis, « trois nouveaux critères » en lien avec l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay⁶⁸⁶. Elle allègue avoir eu connaissance pour la première fois le 24 mars 2021 du fait que la décision du gouvernement du Québec d'autoriser ou non le projet Énergie Saguenay dépendrait, entre autres, : i) de l'acceptabilité sociale du projet; ii) de sa contribution à la transition énergétique et; iii) de sa contribution aux diminutions mondiales des GES⁶⁸⁷.

486. La demanderesse a tort de dépeindre ces trois éléments comme étant de nouveaux critères et ses prétentions ne résistent pas à une analyse même sommaire de la preuve. La Directive du 10

⁶⁸³ CL-0024-ENG, Bilcon – Sentence sur la compétence et la responsabilité, ¶ 279. ↩

⁶⁸⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 73. ↩

⁶⁸⁵ RER-3, Powell-ENG, ¶ 25. ↩

⁶⁸⁶ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 250, 254, 610-611; CER-1, Duchaine-FRA, pp. 82-83. ↩

⁶⁸⁷ C-0031-FRA, Assemblée Nationale du Québec, « Point de presse de Monsieur Benoit Charette, ministre de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques », 24 mars 2021, pp. 2-4. ↩

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décembre 2015 demandait déjà au promoteur de prendre en compte ces trois éléments lors de son étude d'impact environnemental⁶⁸⁸.

(i) La prise en compte de l'acceptabilité sociale du projet

487. La demanderesse reconnaît la présence du critère d'acceptabilité sociale dans la Directive du 10 décembre 2015 en admettant expressément « the third (social acceptability) had been mentioned »⁶⁸⁹. Dans son rapport, Me Duchaine confirme que « Pour ce qui est de l'acceptabilité sociale, ce critère est présent dans la Directive »⁶⁹⁰. Cette admission confirme que l'acceptabilité sociale ne constitue pas un « nouveau critère ».

(ii) La prise en considération de la transition énergétique associée au projet

488. En ce qui a trait à la condition que le projet Énergie Saguenay puisse contribuer à la « transition énergétique », Me Duchaine reconnaît explicitement « des références générales »⁶⁹¹ dans la Directive du MELCC. En effet, dans la Directive du 10 décembre 2015, GNL Québec est expressément invitée à adopter une démarche visant «l'intégration des objectifs du développement durable » dans son projet⁶⁹². Comme le reconnait Me Duchaine, le concept de transition énergétique doit être considéré par GNL Québec dans le contexte des grands enjeux de GES et de changements climatiques⁶⁹³. L'experte de la demanderesse admet expressément que GNL Québec devait « porter attention » à cette condition énumérée dans la liste 4 de la Directive en vue de l'étude d'impact environnemental⁶⁹⁴. De plus, la transition énergétique est à la base de la justification du projet de GNL Québec dans son Étude d'impact environnemental⁶⁹⁵.

⁶⁸⁸ C-0198-FRA, Directive du MELCC du 10 décembre 2015, pp. 2, 17-21. ↩

⁶⁸⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 742. Voir aussi ¶ 245: « the MELCC had not previously set out, in the December 2015 MELCC Directive, the first two “core criteria" as part of the environmental review process for the GNLQ Project ». ↩

⁶⁹⁰ CER-1, Duchaine-FRA, p. 23; C-0198-FRA, Directive du MELCC du 10 décembre 2015, p. 19. ↩

⁶⁹¹ CER-1, Duchaine-FRA, p. 24. ↩

⁶⁹² C-0198-FRA, Directive du MELCC du 10 décembre 2015, pp. 1, 2, 7, 13, 22. ↩

⁶⁹³ CER-1, Duchaine-FRA, p. 24. ↩

⁶⁹⁴ CER-1, Duchaine-FRA, p. 24. ↩

⁶⁹⁵ CD-0099-FRA, PR3.1 - Étude d'impact environnemental GNLQ, version finale, pp. 5, 39. ↩

[Page 182]

(iii) La prise en compte de la contribution à la diminution mondiale des GES

489. En ce qui concerne la condition de la contribution positive à la diminution des GES, la demanderesse confirme que « the MELCC Directive referred to GHG emissions »⁶⁹⁶. Comme l'énonce explicitement la Directive du 10 décembre 2015, l'étude d'impact de GNL Québec doit définir « les mesures destinées à minimiser ou à éliminer les impacts négatifs sur l'environnement et à maximiser ceux qui sont susceptibles de l'améliorer »⁶⁹⁷ afin de viser « l'intégration des objectifs du développement durable » dans son projet⁶⁹⁸. La Directive du 10 décembre 2015 énumère une liste non-limitative d’« éléments auxquels GNL Québec doit porter attention » qui inclut la considération des « effets du projet sur les grands enjeux de nature atmosphérique [soit les] gaz à effet de serre [et les] changements climatiques »⁶⁹⁹. GNL Québec doit expressément tenir compte de ces éléments en lien avec les exigences du MELCC concernant les mesures destinées à « éliminer les impacts négatifs sur l'environnement »⁷⁰⁰. De plus, la contribution à la diminution mondiale des émissions de GES est à la base de la justification du projet de GNL Québec dans son Étude d'impact environnemental⁷⁰¹.

(iv) Le MELCC a accordé suffisamment de temps au promoteur pour qu'il puisse soumettre toute observation concernant les trois conditions

490. Contrairement à ce qu'affirme la demanderesse⁷⁰², le ministre de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques n'a donc pas « inventé » soudainement le 24 mars 2021 les « trois conditions » auxquelles il réfère. Tout au plus n'a-t-il fait que préciser l'importance de ces éléments par rapport à tous les autres éléments qui faisaient également l'objet de l'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay⁷⁰³.

⁶⁹⁶ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 247. ↩

⁶⁹⁷ C-0198-FRA, Directive du MELCC du 10 décembre 2015, p. 2. ↩

⁶⁹⁸ C-0198-FRA, Directive du MELCC du 10 décembre 2015, pp. 1-2. ↩

⁶⁹⁹ C-0198-FRA, Directive du MELCC du 10 décembre 2015, p. 19. ↩

⁷⁰⁰ C-0198-FRA, Directive du MELCC du 10 décembre 2015, p. 2. ↩

⁷⁰¹ CD-0099-FRA, PR3.1 - Étude d'impact environnemental GNLQ, version finale, pp. 5, 39. ↩

⁷⁰² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 610-612; CER-1, Duchaine-FRA, pp. 82-83. ↩

⁷⁰³ RWS-5, Duquette-FRA, ¶¶ 56-58. ↩

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491. Une telle démarche qui consiste à préciser et cibler davantage les éléments importants d'une évaluation environnementale à la lumière des commentaires du public et des informations transmises par le promoteur et les experts est tout à fait normale. En fait, c'est le contraire qui aurait été anormal. Une évaluation environnementale étant un processus itératif, l'évaluation du projet Énergie Saguenay a d'abord tenu compte des critères formulés en termes généraux. Au fil du temps, les éléments qui étaient énoncés de manière plus générale dans la Directive, comme « les effets du projet sur les changements climatiques » ou « les mesures destinées à minimiser ou à éliminer les impacts négatifs sur l'environnement » ont été évalués par le MELCC de façon plus spécifique en tenant compte des différentes préoccupations liées aux émissions de GES et à la transition énergétique.

492. Le fait de cibler des critères d'évaluation connus dès le début et de les préciser ne constitue ni une violation des normes en matière d'application régulière de la loi ni une conduite procédurale incorrecte et choquante. Comme l'a déjà souligné le tribunal dans l'affaire Bilcon, il est courant que certaines conditions environnementales soient formulées en des termes généraux identifiant un objectif ou une norme, plutôt qu'en fournissant des détails exhaustifs. Une telle pratique est normale étant donné que les processus d'évaluation environnementale sont par nature évolutifs et contiennent inévitablement une part d'incertitude⁷⁰⁴. Dans son témoignage, Monsieur Duquette explique d'ailleurs qu'il est habituel dans les directives de référer à d'autres instruments et documents que l'initiateur devrait prendre compte, même si ces éléments ne sont pas expressément indiqués⁷⁰⁵.

⁷⁰⁴ CL-0024-ENG, Bilcon – Sentence sur la compétence et la responsabilité, ¶¶ 549, 738: « Project details may evolve during and after a Panel hearing [...] Given the early role of the environmental assessment process, environmental assessment panels in many cases attach conditions that will be enforced by licensing authorities, some of them cast in general terms that identify a goal or standard, rather than providing exhaustive detail as to how to achieve it. [...[U]nder NAFTA, lawmakers in Canada and the other NAFTA parties can set environmental standards as demanding and broad as they wish and can vest in various administrative bodies whatever mandates they wish. Errors, even substantial errors, in applying national laws do not generally, let alone automatically, rise to the level of international responsibility vis-à-vis foreign investors »; R-0079-ENG, Alberta Wilderness Association v. Express Pipelines Ltd., 137 D.L.R. (4th) 177 at pp. 181-183 repris par la Cour d'appel fédérale dans R-0080-ENG, Inverhuron & District Ratepayers Association v. Canada (Minister of the Environment), 2001 FCA 203, ¶ 55: « No information about probable future effects of a project can ever be complete [...] given the nature of the task, we suspect that finality and certainty in environmental assessment can never be achieved”. ↩

⁷⁰⁵ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 19. ↩

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493. Une fois l'étape de la recevabilité de l'étude d'impact environnemental complétée, et même après les audiences publiques du BAPE, la PÉEIE se poursuit selon un caractère évolutif. Considérant l'évolution des connaissances et des exigences, il est tout à fait normal et fréquent dans le cadre de l'analyse environnementale qu'un initiateur se voit poser des questions additionnelles pour évaluer si son projet est acceptable ou non⁷⁰⁶. Par exemple, comme l'explique Monsieur Duquette, il est habituel de voir que les éléments soulevés lors des audiences publiques ou dans le rapport du BAPE soient traités par le ministère lors de l'analyse environnementale du projet⁷⁰⁷. L'article 31.4 de la LQE permet d'ailleurs au ministre d'approfondir certaines questions ou d'entreprendre certaines recherches qu'il estime nécessaires, à tout moment⁷⁰⁸. Ainsi, le ministre peut, à tout moment, dans le délai et selon les conditions qu'il fixe, demander à l'initiateur du projet de fournir des renseignements, d'approfondir certaines questions ou d'entreprendre certaines recherches qu'il estime nécessaires afin d'évaluer complètement les conséquences sur l'environnement du projet proposé⁷⁰⁹.

494. Même si les critères énoncés par le ministre Charette le 24 mars 2021 à la suite de la publication du Rapport du BAPE avaient été de nouveaux critères, ce qui n'est pas le cas, il est faux de prétendre que ces critères ont été communiqués au promoteur à la onzième heure ou d'insinuer que la demanderesse n'a pas eu l'occasion d'y répondre. Il convient ici de rappeler que le rapport d'analyse du MELCC a été émis le 30 juin 2021 et que le décret a été adopté le 21 juillet 2021. Non seulement s'est-il écoulé près de quatre mois entre la conférence de presse du ministre Charette et la décision du gouvernement du Québec, mais le MELCC a expressément invité la demanderesse le 26 avril 2021 à lui soumettre tout autre nouvel élément concernant le bilan global des émissions de GES du projet et la transition énergétique⁷¹⁰.

495. La présente affaire est donc bien différente de l'affaire Bilcon où le tribunal a déterminé que le Canada avait enfreint la norme minimale de traitement, car un comité d'examen conjoint

⁷⁰⁶ RWS-5, Duquette-FRA, ¶¶ 12, 30, 40. ↩

⁷⁰⁷ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 24 ↩

⁷⁰⁸ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 301(c). ↩

⁷⁰⁹ RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 95, 301(c), 394; RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 20. ↩

⁷¹⁰ C-0268-FRA, MELCC-DEEPHI, Addenda à la demande d'engagements et d'informations complémentaires – Annexe, (Doc. No. PR10.9), 26 avril 2021, p. 2. ↩

[Page 185]

avait fondé ses recommandations aux ministres sur des éléments qui n'avaient jamais été évoqués lors de l'évaluation environnementale⁷¹¹.

b) La conduite des audiences publiques a respecté les normes fondamentales d'équité procédurale et a offert à GNL Québec la possibilité d'être entendue

496. La demanderesse prétend que le BAPE aurait tenu des audiences biaisées, ce qui l'aurait conduit à publier un rapport empreint de partialité à que GNL Québec n'aurait pas eu la possibilité de commenter⁷¹². Or, il est tout à fait légitime que des participants s'opposent au projet Énergie Saguenay, d'autant plus lorsque cette opposition s'appuie sur des études scientifiques⁷¹³. La tâche du BAPE est de soupeser les avantages ainsi que les risques du projet, en plus des préoccupations environnementales ou sociales de la population⁷¹⁴. Le BAPE est tenu d'examiner de manière impartiale les arguments, les preuves et les préoccupations non seulement de GNL Québec, mais

⁷¹¹ CL-0024-ENG, Bilcon – Sentence sur la compétence et la responsabilité, ¶¶ 594, 601. ↩

⁷¹² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 221-243, 621. ↩

⁷¹³ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 231. Une demande de moratoire aurait été présentée dans un mémoire présenté au BAPE par Monsieur Jérôme Dupras, chercheur à la Chaire de recherche du Canada en économie écologique de l'UQO ainsi que par plusieurs citoyens. C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, pp. 67-68; C-0262-FRA, Jérôme Dupras et al., Regards sur les fondements économiques et écologiques du projet Énergie Saguenay de GNL Québec Présenté par Chaire de recherche du Canada en économie écologique, UQO, Doc. No. DM1994, octobre 2020 (« Jérôme Dupras, UQO »), p. 13. ↩

⁷¹⁴ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 149; RWS-2, Beaudet-FRA, ¶¶ 17-18, 25. ↩

[Page 186]

aussi d'un large éventail de responsables, d'experts⁷¹⁵, de peuples autochtones, de communautés locales et du grand public⁷¹⁶. Cela n'a rien d'injuste au sens de l'article 1105 de l'ALÉNA⁷¹⁷.

497. Par la nature des enjeux soulevés par le projet Énergie Saguenay, il apparaît inévitable que les préoccupations du public puissent être entendues, en particulier en contexte d'urgence climatique. GNL Québec reconnaît d'ailleurs que « c'est là une opportunité supplémentaire de présenter son projet à la population, d'être à l'écoute des participants »⁷¹⁸. Or, le fait qu'il y ait eu une opposition face au projet Énergie Saguenay ou des préoccupations soulevées en lien avec les engagements de GNL Québec selon lesquels le projet serait carboneutre et que le GNL exporté agirait pour remplacer des énergies plus polluantes, comme le mazout ou le charbon, ne constitue pas un signe de partialité. Lors de l'audience publique du 24 septembre 2020, GNL Québec s'était elle-même engagée à rendre carboneutres les opérations du complexe de liquéfaction⁷¹⁹. Or, le 23 septembre 2020, le représentant de GNL Québec, Monsieur Tony Le Verger, a signalé devant le

⁷¹⁵ La demanderesse allègue que le BAPE aurait présenté de manière erronée les qualifications de Monsieur Chion et Monsieur Michaud d'une manière qui aurait accordé un poids indu à leurs soumissions. Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 226, 278. Contrairement à ce qu'affirme la demanderesse, les chercheurs sont présentés de manière transparente et authentique : « Clément Chion est chercheur à l'Université du Québec en Outaouais. Il gère le programme de recherche 2018-2023 financé par le MFFP portant sur la modélisation du trafic maritime et des déplacements des baleines dans l'estuaire du Saint-Laurent et le Saguenay [...] Robert Michaud est le président du Groupe de recherche et d'éducation sur les mammifères marins (GREMM). À titre de collaborateur au programme de recherche 2018-2023 de l'Université du Québec en Outaouais, financé par le MFFP et portant sur la modélisation du trafic maritime et des déplacements des baleines dans l'estuaire du Saint-Laurent et le Saguenay ». Messieurs Chion et Michaud sont respectivement présentés par le BAPE comme chercheur et collaborateur au programme de recherche 2018-2023 de l'UQO, financé par le MFFP et, à juste titre, ont effectivement agi « en tant qu'experts du MFFP ». La demanderesse allègue de manière erronée que le BAPE aurait présenté les hommes comme des experts « indépendants ». Le rapport du BAPE ne contient pas cette mention. Messieurs Chion et Michaud sont parmi les experts les plus crédibles et compétents dans leur domaine. Leurs travaux scientifiques sont cités par plusieurs acteurs. Voir C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p. 181, nbp 68, p. 171, nbp 63; RWS-2, Beaudet-FRA, ¶¶ 38-39. ↩

⁷¹⁶ C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p. vii; Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 239. ↩

⁷¹⁷ Comme l'explique Louis Simard, professeur agrégé à l'Université d'Ottawa et spécialiste des questions d'acceptabilité sociale, il revient aux acteurs légitimement élus de trancher sur la question de l'acceptabilité sociale. Ainsi, « il demeure que la démocratie représentative, qui repose sur la légitimité de l'élection comme institution et l'imputabilité des élus comme principe fondamental de notre système politique, conserve une préséance sur la démocratie participative » et par conséquent la détermination de l'acceptabilité sociale se doit d'être une prérogative appartenant ultimement aux représentants et aux décideurs politiques. Louis Simard, L'acceptabilité sociale au Québec, Rapport d'expert, pp. 48-49, 2016, cité dans C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p. 283. ↩

⁷¹⁸ JI-0047-FRA, GNL Québec Pat Fiore, Président GNL Québec, lettre intitulée « Demande d'audiences publiques - Projet Énergie Saguenay, 8 janvier 2020. ↩

⁷¹⁹ Ibid., C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, pp. 39-42, 127-129, 303-305. Cet engagement de carboneutralité a été pris en compte dans l'Avis de la DEC, le 20 novembre 2020. Voir R-0081-FRA, Recueil des avis issus de la consultation auprès des ministères et organismes, Dossier 3211-10-021, PR9.1, pp. 94-95. ↩

[Page 187]

BAPE qu'aucun contrat n'avait encore été conclu avec des clients potentiels⁷²⁰, malgré l'engagement de GNL Québec à l'effet que le GNL était une énergie de transition qui se substituerait à d'autres énergies plus polluantes, telles que le charbon et le mazout⁷²¹.

498. Dans toute l'histoire du BAPE, l'audience sur le projet Énergie Saguenay est celle qui a suscité la plus forte participation citoyenne⁷²², ce qui reflète l'intérêt et la grande mobilisation que le projet a entraînés, tant chez ses détracteurs que chez ses partisans. Dans son rapport, le BAPE conclut à l'absence de points de convergence entre les positions exprimées et la difficulté d'établir une zone de compromis social acceptable⁷²³.

c) La demanderesse a eu amplement l'occasion de présenter ses observations en lien avec les préoccupations du MELCC

499. Dans le cadre de la procédure d'évaluation environnementale du MELCC, la demanderesse allègue que GNL Québec n'aurait pas eu la possibilité de commenter les préoccupations du MELCC en temps opportun⁷²⁴. Or, contrairement à ce qu'affirme la demanderesse, des informations suffisantes ont été fournies à GNL Québec tout au long du processus d'évaluation environnementale et celle-ci a eu l'opportunité de faire valoir adéquatement ses observations⁷²⁵.

⁷²⁰ DT5 Séance tenue le 23 septembre 2020, en soirée, à Saguenay, p. 23 cité dans C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, pp. 100-101. Dans son rapport du 24 mars 2021, le BAPE reprendra les informations inscrites dans l'étude d'impact de GNL Québec à l'effet qu'il était « incertain de prévoir comment le GNL du Saguenay sera utilisé dans les marchés visés ». PR3.2 – GNL QUÉBEC INC. Étude d'impact – Annexes volume 1, janvier 2019, pages 115 et 214 du PDF; cité dans C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p. 313. ↩

⁷²¹ CD-0115-FRA, PR6 - GNL QUÉBEC INC. Résumé de l'étude d'impact sur l'environnement, février 2020, pp. 11, 15, 57. ↩

⁷²² Le BAPE a reçu au total de 2 580 mémoires dans le cadre de ses travaux. L'ampleur de la participation du public et du nombre record de mémoires déposés s'est traduite par une somme considérable d'information à traiter et à analyser. C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p. 1. ↩

⁷²³ La demanderesse argue que le BAPE n'a pas formulé de conclusions favorables ou défavorables par rapport au projet. Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 243. Dans son rapport publié le 10 mars 2021, le BAPE conclut que la somme des risques afférents au projet dépasse celle de ses avantages. C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, p. 320. Le BAPE informe GNL Québec qu'« [a]u regard de l'ampleur de la mobilisation et des positions exprimées », le projet soulève plusieurs enjeux qui affectent la cohésion sociale ce que le « gouvernement doit impérativement [...] prendre en considération dans sa décision ». Le BAPE « indique qu'il revient aux acteurs légitimement élus, c'est-à-dire au gouvernement du Québec, dans le cadre du processus de décision applicable au projet d'Énergie Saguenay, de déterminer l'acceptabilité sociale de ce projet ». C-0250-FRA, BAPE, Rapport 358, pp. 279, 284. ↩

⁷²⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 621; CER-1, Duchaine-FRA, p. 36. ↩

⁷²⁵ Voir R-0082-FRA, Registre MELCC - Projet Énergie Saguenay. ↩

[Page 188]

500. Au sujet de l'impact de la navigation maritime sur les bélugas, le 22 mai 2019, le MELCC indique à GNL Québec que « Le gouvernement du Québec est hautement préoccupé par la protection de l'habitat du béluga du Saint-Laurent, une espèce en péril et d'intérêt commun reconnue par le gouvernement du Québec et le gouvernement fédéral »⁷²⁶. Le MELCC communique par le fait même au promoteur ses préoccupations relatives aux impacts du bruit subaquatique qu'aurait entraîné le projet Énergie Saguenay sur le béluga et invite le promoteur à y répondre. Quelques mois plus tard, le 5 novembre 2019, le MELCC signale à GNL Québec que son « projet n'est pas en mesure de fournir des évaluations précises actuellement »⁷²⁷. Le 13 février 2020, les experts du MELCC informent GNL Québec que « La prise en compte de ces connaissances scientifiques pourrait rehausser l'évaluation du niveau de risque » pour les bélugas⁷²⁸.

501. Au sujet des émissions de GES, le 13 février 2020, le MELCC informe GNL Québec que « Pour le gouvernement du Québec, la lutte contre les changements climatiques constitue un enjeu très important » et que « L'adoption de la Loi modifiant la Loi sur la qualité de l'environnement (Projet de loi 102), en mars 2017, [a] introduit la considération des changements climatiques dans les nouvelles dispositions proposées aux articles 24, 25, 31.1.1, 31.9 et 95.1 »⁷²⁹. Le MELCC informe GNL Québec que « tout initiateur doit prendre en compte les changements climatiques dans l'élaboration de son projet et présenter sa démarche dans son étude d'impact, en considérant tant les émissions de GES que l'adaptation aux changements climatiques »⁷³⁰. Le MELCC précise que « L'analyse des solutions de rechange, des différentes variantes de réalisation et des impacts du projet doit donc être effectuée en considérant le contexte des changements climatiques »⁷³¹.

⁷²⁶ C-0204-FRA, MELCC – Direction de l'évaluation environnementale des projets hydriques et industriels (DEEPHI) (MELCC-DEEPHI), Questions et commentaires – 1re série, 22 mai 2019, Doc. No. PR5.1, QC – 102, pp. 31-32. ↩

⁷²⁷ C-0206-FRA, MELCC-DEEPHI, Questions et commentaires – 2e série, 5 novembre 2019, Doc. No. PR5.3, Réponses aux questions vol. 1, QC2 – 17; R – 65, p.64, R – 66, p. 65, p. 6. ↩

⁷²⁸ CD-0107-FRA, MELCC, Avis des experts sur la recevabilité, Doc. No. PR4.3, janvier 2020, p. 18 ↩

⁷²⁹ CD-0107-FRA, MELCC, Avis des experts sur la recevabilité, Doc. No. PR4.3, janvier 2020, p. 32. ↩

⁷³⁰ CD-0107-FRA, MELCC, Avis des experts sur la recevabilité, Doc. No. PR4.3, janvier 2020, p. 32 ↩

⁷³¹ CD-0107-FRA, MELCC, Avis des experts sur la recevabilité, Doc. No. PR4.3, janvier 2020, p. 32 ↩

[Page 189]

502. L'acceptation sociale a été prise en compte tout au long de la procédure d'évaluation environnementale, et ce, jusqu'à la décision du gouvernement du Québec en juillet 2021. Dans son avis qu'il rend public le 22 mai 2019, ainsi que dans les questions qu'il transmet à GNL Québec, le MELCC indique explicitement que le gouvernement doit « tenir compte des impacts culturels, environnementaux, sociaux [...] résultant de la préparation et la réalisation du projet, ainsi que de l'exploitation qui en découle. Une décision éclairée doit être prise en ayant considéré tous les avantages et les inconvénients d'un projet »⁷³². Le 29 octobre 2020, GNL Québec a été invité par le MELCC à fournir des explications notamment sur les « impacts sociaux possibles » afin de « rassurer la population » par rapport au projet Énergie Saguenay⁷³³. Dans l'addenda à la demande du 3 mars 2021, GNL Québec est prié d'informer le MELCC s'il a prévu des mesures supplémentaires en réponse aux principales préoccupations de la population ayant manifesté une opposition au projet. GNL Québec se voit à nouveau offrir l'opportunité de faire valoir adéquatement ses observations sur les nombreuses préoccupations liées à l'acceptabilité sociale et environnementale de son projet⁷³⁴.

503. Entre le 29 octobre 2020 et le 26 avril 2021, le MELCC a transmis à GNL Québec pas moins de trois demandes d'engagements et d'informations complémentaires et un addenda afin de l'informer et de répondre aux principales préoccupations du ministère⁷³⁵. Le 26 avril 2021, afin de mieux documenter l'efficacité des mesures destinées à diminuer les GES et à favoriser la transition énergétique⁷³⁶, la Direction de l'évaluation environnementale du MELCC transmet son addenda à GNL Québec. L'une des demandes du MELCC porte expressément sur « le scénario à l'effet que son projet permettrait une réduction des émissions de GES au niveau mondial ou concernant son

⁷³² C-0204-FRA, MELCC – Direction de l'évaluation environnementale des projets hydriques et industriels (DEEPHI) (MELCC-DEEPHI), Questions et commentaires – 1re série, 22 mai 2019, (Doc. No. PR5.1), QC – 85 p. 25; (p. 82 PDF avis des experts); Questions à l'initiateur 22 mai 2019 : QC – 84; QC – 85; QC – 95; CD-0105-FRA, MELCC, Avis des experts sur la recevabilité, mai 2019, (Doc. No. PR4.1). ↩

⁷³³ CD-0103-FRA, MELCC, Courriel concernant un complément d'information demandé - Volet social, (Doc. No. PR10.1), octobre 2020, p. 1. ↩

⁷³⁴ C-0268-FRA, MELCC-DEEPHI, Addenda à la demande d'engagements et d'informations complémentaires – Annexe, 26 avril 2021, (Doc. No. PR10.9), Demande 53, p. 2. ↩

⁷³⁵ R-0082-FRA, Registre MELCC - Projet Énergie Saguenay; RWS-5, Duquette-FRA, ¶¶ 25-26. ↩

⁷³⁶ C-0198-FRA, Directive du MELCC du 10 décembre 2015, p. 2. ↩

[Page 190]

effet sur la transition énergétique »⁷³⁷. Le MELCC sollicite, à nouveau, les observations de GNL Québec à savoir s'il a d'autres éléments à ajouter, par rapport à ce qu'il a déjà présenté à cet effet⁷³⁸. À cette étape de l'évaluation environnementale, GNL Québec admet que « By the first quarter of 2021, all appeared to be proceeding as planned. The Environmental impact assessment and review procedure set forth in the Environment Quality Act (Q-2) (the EQA), was duly followed »⁷³⁹.

504. L'évaluation environnementale du MELCC a entièrement respecté la procédure régulière, a fait preuve de transparence et de franchise, en plus d'offrir de nombreuses opportunités à GNL Québec afin de faire valoir ses observations et d'être entendue. La procédure administrative qui a été suivie ne constitue pas une conduite incorrecte et choquante au sens de l'article 1105 de l'ALÉNA.

d) Le rapport d'évaluation environnementale du MELCC a dûment pris en compte les avis d'experts et les représentations du promoteur

505. La demanderesse allègue que « Quebec violated due process by ignoring the evidence submitted by GNLQ [...] as well as the supportive conclusions of its own climate experts »⁷⁴⁰. Or, une lecture du rapport d'analyse de la Direction de l'évaluation environnementale du MELCC montre, qu'au contraire, le MELCC a pleinement tenu compte des avis d'experts et des informations transmises par GNL Québec quant aux effets environnementaux du projet, et notamment ceux relatifs à l'émission de GES et à la transition énergétique⁷⁴¹. Ce n'est pas parce que la Direction de l'évaluation environnementale tire des constats différents qu'elle a ignoré pour autant les informations qui lui ont été soumises.

⁷³⁷ C-0268-FRA, MELCC-DEEPHI, Addenda à la demande d'engagements et d'informations complémentaires – Annexe, 26 avril 2021, (Doc. No. PR10.9), Demande 52, p. 2. ↩

⁷³⁸ R-0082-FRA, Registre MELCC - Projet Énergie Saguenay. ↩

⁷³⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 313. ↩

⁷⁴⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 619. ↩

⁷⁴¹ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. v, vi, 1,11,37-54; RWS-5, Duquette-FRA, ¶¶ 57, 64. ↩

[Page 191]

506. La DEC et la Direction de la prospective climatique et de l'adaptation (ci-après, la « DPCA ») du MELCC ont toutes deux déposé des avis d'experts à la Direction de l'évaluation environnementale qui était chargée de rédiger le rapport d'analyse environnementale du MELCC. Même s'il est vrai que la DEC et la DPCA jugeaient que le projet était acceptable, sous réserves de certaines conditions, la demanderesse a tort d'exagérer les éléments de divergence entre ces avis et les conclusions du rapport d'analyse. En effet, tant la DEC que la DPCA recommandaient d'assujettir l'autorisation du gouvernement à d'importantes conditions⁷⁴². Fait encore plus important, les avis de ces deux directions identifiaient plusieurs préoccupations par rapport à l'impact du projet Énergie Saguenay sur les émissions de GES du Québec et ses répercussions relativement au respect des engagements du Québec en matière de réduction de GES. Ainsi, la DEC souligne que :

[...] le projet [Énergie Saguenay] entraînerait un impact résiduel négatif important lié aux émissions de GES tout au long de sa durée de vie. Cet impact est jugé important en raison du contexte actuel des émissions de GES et de l'ampleur des émissions du projet proposé, ce qui pourrait avoir un impact déterminant sur l'atteinte des objectifs de réduction des émissions de GES du Québec⁷⁴³.

507. Les experts de la Direction de l'évaluation environnementale concluent, quant à eux, que :

Bien que l'avis de la DEC ne remette pas en question le rôle que pourrait encore jouer le gaz naturel dans les prochaines années et que le projet pourrait contribuer à des réductions d'émissions de GES à l'échelle mondiale, l'équipe d'analyse est d'avis que plusieurs incertitudes demeurent quant à l'apport concret que pourrait avoir le projet s'il était réalisé, sachant que les clients ne sont pas identifiés et que par conséquent, les ententes finales ne sont pas signées⁷⁴⁴. [Nous soulignons]

508. Les experts de la DPCA rapportent également que le projet Énergie Saguenay est « identifié comme un projet ayant un niveau de risque environnemental élevé »⁷⁴⁵ et soulignent que le cumul de l'ensemble des émissions dans tous les secteurs d'activité est critique pour l'atteinte de la cible gouvernementale de 2030. Selon la DPCA, la réalisation du projet Énergie Saguenay « poserait un risque, encore difficile à mesurer précisément », pour l'atteinte de la carboneutralité par le Québec

⁷⁴² CD-0122-FRA, MELCC, Avis des experts (Doc No. PR9.3) pp. 48-49, 63 (du pdf, non numérotté). ↩

⁷⁴³ CD-0122-FRA, MELCC, Avis des experts (Doc No. PR9.3), p. 41. ↩

⁷⁴⁴ CD-0122-FRA, MELCC, Avis des experts (Doc No. PR9.3), p. 52. ↩

⁷⁴⁵ CD-0122-FRA, MELCC, Avis des experts (Doc No. PR9.3), p. 52. ↩

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à l'horizon 2050 et augmenterait l'effort nécessaire pour atteindre la cible de réduction des GES de 2030⁷⁴⁶. Les experts de la Direction de l'évaluation environnementale ont dûment pris en compte cet avis de la DPCA⁷⁴⁷. Mais alors que GNLQ suggérait de gérer les risques par l'imposition de conditions – conditions dont la faisabilité était incertaine aux yeux de l'équipe d'analyse –, la Direction de l'évaluation environnementale a plutôt jugé qu'étant donné la grande importance des objectifs de lutte aux changements climatiques, les incertitudes entourant le plan de carboneutralité de la demanderesse engendraient trop de risque pour que le MELCC puisse conclure à l'acceptabilité environnementale du projet⁷⁴⁸.

509. La Direction de l'évaluation environnementale du MELCC a aussi pris en considération l'avis de la DPCA, s'appuyant sur le PEV 2030⁷⁴⁹, selon lequel le gouvernement priorise d'abord d'éviter, autant que possible, de créer de nouvelles sources d'émission de GES, puis de réduire les émissions de GES existantes et, finalement, de viser la séquestration des émissions résiduelles⁷⁵⁰. Ainsi, la Direction de l'évaluation environnementale du MELCC conclut, après avoir tenu compte des informations fournies par GNL Québec ainsi que l'avis de plusieurs experts faisant état du risque de « verrouillage carbone »⁷⁵¹, que le projet Énergie Saguenay n'est pas acceptable.

⁷⁴⁶ CD-0122-FRA, MELCC, Avis des experts (Doc No. PR9.3), p. 46. ↩

⁷⁴⁷ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 41-47. ↩

⁷⁴⁸ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 46-47; Incluant les préoccupations des opposants au projet et peut avoir pour effet, notamment, de nuire à l'acceptabilité sociale du projet. Voir C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 49. ↩

⁷⁴⁹ R-0019-FRA, Plan pour une économie verte 2030 – Politique-cadre d'électrification et de lutte contre les changements climatiques, pp. 32-33. ↩

⁷⁵⁰ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 53-54. ↩

⁷⁵¹ Le « verrouillage carbone » se définit notamment comme étant le fait que des investissements importants sont envisagés dans des secteurs fortement émetteurs de GES (comme l'utilisation du mazout de chauffage résidentiel) ou dans des infrastructures à longue durée de vie, ce qui peut aller à l'encontre des objectifs d'atténuation des changements climatiques. (R-0083-FRA, Gouvernement du Québec, Plan pour une économie verte 2030, Gouvernement du Québec, 2020, p. 33). Dans ce contexte, bien que le gaz naturel liquéfié pourrait s'avérer une énergie de transition sur un horizon à court terme, plusieurs experts indiquent qu'il risque d'entraîner un verrouillage dans l'utilisation de cette énergie fossile à moyen et long terme empêchant ou retardant l'utilisation d'énergie moins émettrice de GES. C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. v, vi, 53-54. ↩

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510. Une lecture attentive des avis d'experts et du rapport d'analyse ne permet donc pas d'étayer la thèse de la demanderesse selon laquelle la Direction de l'évaluation environnementale aurait simplement ignoré les avis d'experts et les informations soumises par la demanderesse afin de parvenir à une conclusion préétablie. Dans son témoignage, Monsieur Duquette explique que les conclusions finales de l'analyse environnementale du MELCC doivent prendre en compte le projet dans son ensemble et pondérer chaque élément⁷⁵². Pour que le MELCC arrive à ses conclusions, l'ensemble des documents transmis par GNL Québec ont été évalués à la lumière des avis d'experts des différents ministères et organismes, du rapport du BAPE, des guides⁷⁵³, des normes⁷⁵⁴, des lois⁷⁵⁵ et règlements⁷⁵⁶, et des sources d'informations disponibles actuelles jugées suffisamment fiables et acceptables⁷⁵⁷. En outre, comme l'explique Monsieur Duquette dans son témoignage, il a dûment été tenu compte des avis des experts, dont, en particulier, ceux émis par la DEC et la DPCA⁷⁵⁸.

511. La demanderesse se plaint aussi du fait qu'elle n'aurait pas eu l'occasion de commenter une étude citée dans le Rapport d'analyse du MELCC car l'étude n'aurait été publiée qu'après la rédaction du rapport⁷⁵⁹. En fait, le rapport d'analyse cite un avis d'expert produit par le MPO dans le cadre de l'évaluation environnementale fédérale du projet Énergie Saguenay⁷⁶⁰. C'est l'avis

⁷⁵² RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 28. ↩

⁷⁵³ MD-009-FRA, Guide : Analyse de risques d'accidents technologiques majeurs, ministère de l'Environnement, 2002. ↩

⁷⁵⁴ Voir par example les normes et critères de la qualité de l'air établis dans MD-0011-FRA, Règlement sur l'assainissement de l'atmosphère (chapitre Q-2, r. 4.1) ainsi que la norme pour la planification des mesures et les interventions d'urgence (CSA Z731-F03 (C2014), etc. ↩

⁷⁵⁵ RBE-0002-FRA, Loi sur le développement durable, RLRQ, c D-8.1.1; CD-0003-FRA, Loi sur la qualité de l'environnement, c. Q-2, art. 31.1 et suivants. ↩

⁷⁵⁶ CD-0014-FRA, Règlement relatif à l'évaluation et l'examen des impacts sur l'environnement de certains projets, RLRQ, c. Q-2, r. 23.1. ↩

⁷⁵⁷ RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 27. ↩

⁷⁵⁸ RWS-5, Duquette-FRA, ¶¶ 64-66. ↩

⁷⁵⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 278, 621: « The study, which had not yet been published at the time and was never shared with GNLQ [...] was published only on 15 July 2021, two weeks after the MELCC-DGEES issued its final report on 30 June 2021. », C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 32-33. ↩

⁷⁶⁰ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), p. 32. ↩

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d'expert du MPO qui contient une référence à l'étude scientifique en question⁷⁶¹. L'étude scientifique porte sur les effets du bruit issu des navires sur les bélugas.

512. Ni le droit environnemental québécois, ni le droit international coutumier ne confèrent aux investisseurs ou initiateurs de projets le droit de commenter toutes les études et toutes les informations sur lesquelles une administration se fonde pour rendre une décision.⁷⁶² Surtout lorsque, comme en l'espèce, la décision ne concerne pas une décision quasi-judiciaire mais bien une décision purement administrative. Comme l'ont généralement souligné les tribunaux de l'ALÉNA, la norme minimale de traitement ne sera pas enfreinte si le comportement attribuable à l'État implique une simple absence de transparence, mais plutôt « a complete lack of transparency and candour in an administrative process »⁷⁶³.

513. De plus, comme le confirme Me Yergeau, et contrairement à ce qu'affirme l'experte de la demanderesse⁷⁶⁴, le gouvernement du Québec a entièrement agi dans les limites de l'exercice du pouvoir discrétionnaire prévu à la LQE, afin de rendre une décision tout à fait raisonnable⁷⁶⁵. Même si le gouvernement du Québec s'était fondé sur des éléments qui n'avaient pas entièrement été communiqués au promoteur, cela n'en ferait pas une décision illégale ou arbitraire comme le sous-entend la demanderesse⁷⁶⁶. La LQE confère au ministre de l'Environnement et de la Lutte contre les changements climatiques et au gouvernement du Québec le pouvoir discrétionnaire de prendre en compte tous les autres facteurs pertinents prévus par la loi lorsqu'il l'estime nécessaire aux fins de sa décision de délivrer ou non une autorisation environnementale⁷⁶⁷.

⁷⁶¹ R-0084-FRA, Avis final de Pêches et Océans Canada - Projet Énergie Saguenay, 11 juin 2021, p. 6. ↩

⁷⁶² RWS-5, Duquette-FRA, ¶ 71 : « Le MELCCFP n'a pas l'habitude de demander aux initiateurs de contre-expertiser des études scientifiques et nous n'avons pas fait exception à cette pratique dans le cadre de l'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay ». ↩

⁷⁶³ CL-0040-ENG, Waste Management – Sentence, ¶¶ 98-99, Cité dans CL-0036-ENG, Mobil - Décision sur la responsabilité et le quantum, ¶ 141, et dans CL-0021-ENG, Cargill – Sentence, ¶ 282. ↩

⁷⁶⁴ CER-1, Duchaine-FRA, p. 76. ↩

⁷⁶⁵ RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 145, 172. ↩

⁷⁶⁶ Le ministre peut également prendre en considération les risques et les impacts anticipés des changements climatiques sur le projet et sur le milieu où il sera réalisé, les mesures d'adaptation que le projet peut nécessiter ainsi que les engagements du Québec en matière de réduction des émissions de GES. Voir RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 263-264. ↩

⁷⁶⁷ RER-2, Yergeau-FRA, ¶¶ 104q), 109, 114-116, 121-123, 276, 312. ↩

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514. Finalement, la demanderesse ne peut se contenter de se plaindre de ne pas avoir pu prendre connaissance d'une étude scientifique avant que le gouvernement n'y réfère dans un rapport. Elle doit également expliquer en quoi le rapport du MELCC aurait pu être différent si elle avait pu prendre connaissance de l'étude et y répondre. Sur ce point, à la fois le mémoire et le rapport d'expert de Me Duchaine sont silencieux.

3. L'Agence a suivi la procédure régulière d'évaluation et d'examen des impacts sur l'environnement en toute transparence

a) L'évaluation environnementale menée par l'Agence s'est effectuée conformément aux lignes directrices applicables au projet Énergie Saguenay

515. La demanderesse allègue que le Canada aurait enfreint la procédure régulière de la loi en ne respectant pas les lignes directrices du 14 mars 2016. Plus spécifiquement, elle se plaint du fait que l'Agence aurait évalué les effets du projet sur la navigation maritime ainsi que les émissions de GES en amont du projet alors que ces enjeux avaient été initialement exclus de la portée du projet⁷⁶⁸.

516. Contrairement à ce qu'allègue la demanderesse, l'Agence n'a fait preuve d'aucune conduite procédurale incorrecte et choquante lors du processus d'évaluation. Comme l'explique Madame Powell dans son rapport, « There is nothing in CEAA 2012 that prevents the Agency from modifying the scope of an EA prior to a final decision being issued to take into account [...] significant changes in law, policy, science and societal concern, among other things »⁷⁶⁹. Madame Powell est catégorique, elle ne croit pas que l'évaluation environnementale fédérale soit en contradiction avec les lignes directrices⁷⁷⁰. De plus, le promoteur a eu amplement la possibilité de faire valoir ses commentaires tout au long de la procédure⁷⁷¹. Tous les avis nécessaires ont été transmis au promoteur du projet Énergie Saguenay et aucune nouvelle norme n'a été appliquée

⁷⁶⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 624; CER-2, Northey-ENG, ¶¶ 77-88, 115-126; GB-0023-FRA, Lignes directrices – Énergie Saguenay. C-0037-ENG, Impact Assessment Agency of Canada, Energie Saguenay Project – Environmental Assessment Report, November 2021, (« Energie Saguenay Project – Environmental Assessment Report"), pp. 47, 61. ↩

⁷⁶⁹ RER-3, Powell-ENG, ¶ 99. ↩

⁷⁷⁰ RER-3, Powell-ENG, ¶ 101: « I do not believe that the federal EA contradicted the Guidelines ». ↩

⁷⁷¹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 83-91. ↩

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contrairement au mandat de l'Agence sans que celui-ci ne soit formellement avisé conformément à la procédure habituelle⁷⁷².

(i) Les effets de la navigation maritime sur l'environnement

517. Dans ses lignes directrices du 14 mars 2016, l'Agence a exigé que l'étude d'impact du promoteur prévoie une analyse des effets environnementaux, incluant les effets cumulatifs, dans : i) l'habitat essentiel du béluga⁷⁷³; ii) le parc marin du Saguenay-Saint-Laurent⁷⁷⁴; et; iii) certains territoires autochtones⁷⁷⁵. Comme le démontre la déclaration de Geneviève Bélanger, l'Agence a modifié la portée d'une composante du projet, le 20 août 2019, pour les fins de son évaluation environnementale, étant donné que le promoteur démontrait pouvoir exercer un certain contrôle sur le transport maritime. L'Agence a immédiatement informé le promoteur de la révision de la portée géographique de la navigation à considérer dans le cadre de l'évaluation environnementale pour mieux tenir compte des « effets directs et cumulatifs » du transport maritime jusqu'à l'embouchure du Saguenay⁷⁷⁶. Comme le confirme Madame Bélanger, cela n'a rien d'une conduite procédurale incorrecte puisque selon l'alinéa 19(1)j) de la LCÉE 2012 et le guide des Orientations techniques sur l'évaluation des effets environnementaux cumulatifs en vertu de la LCÉE 2012⁷⁷⁷, des ajustements à la détermination de la portée peuvent être réalisés à différents moments du processus d'évaluation environnementale⁷⁷⁸.

(ii) Les effets des émissions de GES sur l'environnement

518. En ce qui a trait aux émissions de GES en amont de son projet, les lignes directrices du 14 mars 2016 demandaient à GNL Québec de fournir une estimation des émissions de GES en amont

⁷⁷² RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 49-93. ↩

⁷⁷³ GB-0023-FRA, Lignes directrices – Énergie Saguenay, pp. 4 et 42. ↩

⁷⁷⁴ GB-0023-FRA, Lignes directrices – Énergie Saguenay, pp. 4, 13, 42. ↩

⁷⁷⁵ GB-0023-FRA, Lignes directrices – Énergie Saguenay, pp. 19-22, 33-34, 39, 42, 44. ↩

⁷⁷⁶ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 58, 77, 81-83; GB-0025-FRA, Lettre d'Anne-Marie Gaudet (Agence) à Pat Fiore (GNLQ) sur la première demande d'information sur l'étude d'impact environnemental et la révision de la portée du projet en lien avec la navigation, 20 août 2019. ↩

⁷⁷⁷ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 57-60 et 97-106; GB-0009-FRA, Orientations techniques intérim – Évaluation des effets environnementaux cumulatifs en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), mars 2018 (« Orientations techniques – Effets cumulatifs »), p. 3. ↩

⁷⁷⁸ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 76; GB-0009-FRA, Orientations techniques – Effets cumulatifs, pp. 3-4, 6. ↩

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c'est-à-dire relativement à la production, au traitement et au transport du GNL jusqu'à l'usine de liquéfaction de Saguenay. Cette information devait être présentée pour chaque polluant et présentée en kilotonnes de CO2 équivalents par année, conformément à la partie 2, section 6.2.1 des lignes directrices⁷⁷⁹. Dans son témoignage, Madame Bélanger explique que l'autorité fédérale avait exigé dans ses lignes directrices que le promoteur fournisse une estimation des émissions de GES produites en amont (production, traitement et transport) « liées au projet », et ce à titre d'« élément additionnel à considérer en application de l'alinéa 19(1)j) de la LCÉE 2012 »⁷⁸⁰.

b) La prise en compte par l'Agence des émissions de GES en amont et de la navigation maritime associées au projet Énergie Saguenay ne constitue pas une conduite procédurale grossièrement incorrecte ou choquante

519. La demanderesse prétend que l'analyse environnementale de l'Agence se serait largement inspirée des conclusions du MELCC lors de l'évaluation provinciale, plus particulièrement en ce qui concerne les émissions mondiales de GES, la transition énergétique et les impacts sur les bélugas⁷⁸¹. Toutefois, dans son témoignage, Madame Bélanger explique les étapes de la procédure d'évaluation environnementale qui ont été suivies en toute indépendance par l'Agence⁷⁸². La méthodologie, les critères d'évaluation et leur prise en compte par l'Agence sont indépendants du processus provincial⁷⁸³. Lors de l'évaluation environnementale, l'Agence a consulté les experts

⁷⁷⁹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 60; RWS-4, Coutu-FRA, ¶ 54; GB-0023-FRA, Lignes directrices – Énergie Saguenay, p. 5. ↩

⁷⁸⁰ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 60. Voir aussi RWS-7, Witness Statement-Terrence Hubbard-Counter-Memorial on the Merits-ENG, 11 July 2024 (« RWS-7, Hubbard-ENG »), ¶¶ 13, 14-15. ↩

⁷⁸¹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 625; Impact Assessment Agency of Canada, Energie Saguenay Project – Environmental Assessment Report, November 2021, C-0037-ENG, Energie Saguenay Project – Environmental Assessment Report, pp. 20, 47, 61. ↩

⁷⁸² RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 35, 43-135. ↩

⁷⁸³ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 35 : « [...] l'Agence a mené son processus d'évaluation environnementale en toute indépendance du MELCC, selon les normes et l'échéancier applicables au processus fédéral », voir ¶¶ 98-135. L'Agence a défini les critères fédéraux d'évaluation des effets environnementaux à l'Annexe 1 des lignes directrices du 14 mars 2016. Voir GB-0023-FRA, Lignes directrices – Énergie Saguenay, p. 45. Comme l'atteste Madame Bélanger, l'importance des effets environnementaux négatifs a été déterminée par la combinaison des critères énumérés: l'intensité, l'étendue, la durée, la fréquence et la réversibilité des composantes valorisées. RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 105, 117, 132. L'Agence s'est aussi fondée sur des politiques et des guides fédéraux publics pour déterminer la probabilité qu'un projet entraîne des effets environnementaux négatifs importants selon la LCEE 2012. RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 99, 105, 107. ↩

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d'ECCC et du MPO, détenant une expertise sur les composantes environnementales pouvant être affectées par le projet⁷⁸⁴.

520. Selon la demanderesse, l'Agence aurait aligné sa position dans son rapport final sur celle du MELCC, notamment en demandant à GNL Québec d'éviter le transport maritime plutôt que d'accepter des mesures d'atténuation⁷⁸⁵. Selon la demanderesse, le Canada se serait écarté des orientations de longue date du gouvernement fédéral en faveur du GNL et du développement du Saguenay-Saint-Laurent (« Federal Government policies in favour of LNGs and development of the Saguenay-St Lawrence rivers »)⁷⁸⁶. Or, dans son rapport final, l'Agence a fourni des explications sur la base d'études scientifiques et de preuves transmises par le MPO⁷⁸⁷ reconnues par le promoteur lui-même⁷⁸⁸. L'examen de l'Agence s'est notamment concentré sur le bruit anthropique provenant de la navigation maritime⁷⁸⁹ en se fondant sur plusieurs études scientifiques indépendantes⁷⁹⁰. Sur la base de ces études, l'Agence considère que le bruit subaquatique provenant de la navigation maritime constitue l'une des principales menaces pour le rétablissement de la population de bélugas⁷⁹¹. L'Agence a dûment analysé les mesures d'atténuation proposées

⁷⁸⁴ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 50. La méthodologie d'analyse des émissions de GES directes, indirectes et en amont est entièrement indépendante du processus provincial. RWS-4, Coutu-FRA, ¶¶ 25-35. ↩

⁷⁸⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 625, 669; C-0037-ENG, Energie Saguenay Project – Environmental Assessment Report, p. 61. ↩

⁷⁸⁶ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 609 et 625. ↩

⁷⁸⁷ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 61 : « Pêches et Océans Canada (juillet 2018) souligne que les connaissances actuelles ne permettent pas de déterminer quels niveaux de bruit et de trafic maritime peuvent entraîner une réponse comportementale chez le béluga ni quels sont les effets d'une telle réponse sur sa capacité à assurer ses fonctions vitales (MPO, 2018). ». ↩

⁷⁸⁸ Selon le promoteur « La communauté scientifique s'entend pour dire que le bruit subaquatique généré par les activités humaines peut perturber les activités et le comportement normaux du béluga, notamment en masquant ses signaux acoustiques. Dans l'habitat du béluga de l'estuaire du Saint-Laurent, les activités bruyantes comprennent essentiellement la circulation maritime [...] Ainsi, le bruit subaquatique a été identifié comme une des principales menaces pesant sur cette population ». Le promoteur y reconnaît que l'embouchure du Saguenay constitue une zone fortement affectée et que le bruit et les dérangements peuvent contribuer à l'augmentation de la mortalité périnatale des baleineaux et des femelles observées au cours des années (Ménard et coll. 2014). Le promoteur précise enfin, qu'il ne dispose encore d'aucun indicateur pour évaluer l'efficacité des mesures de rétablissement visant à réduire les aspects sonores de la menace que constituent ces perturbations. Voir R-0085-FRA, Réponses aux questions et commentaires de l'AÉIC – GNLQ, volume 1 rapport principal, 21 janvier 2021, p. 220. ↩

⁷⁸⁹ C-0037-ENG, Energie Saguenay Project – Environmental Assessment Report, p. 54, 56-57, 58-59; CD-0068- FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, pp. 57-58, 67-69, 80. ↩

⁷⁹⁰ C-0037-ENG, Energie Saguenay Project – Environmental Assessment Report, pp. 56, 61. ↩

⁷⁹¹ C-0037-ENG, Energie Saguenay Project – Environmental Assessment Report, pp. 53, 62; CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, pp. 57, 67. ↩

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par GNL Québec, mais les a rejetées puisqu'elles étaient non démontrées ou non efficaces⁷⁹². L'Agence conclut que le niveau des effets résiduels directs et cumulatifs du projet sur le béluga serait important⁷⁹³.

521. En ce qui a trait aux émissions de GES associées au projet, la demanderesse prétend que l'analyse des émissions de GES en amont dans le cadre des « effets cumulatifs » du projet de GNL Québec est erronée car elle contrevient à la LCÉE 2012 en réintroduisant dans le champ d'application du processus fédéral d'évaluation environnementale un facteur qui avait été expressément exclu par les lignes directrices⁷⁹⁴. Toutefois, dans sa déclaration, Madame Bélanger explique que l'Agence a inclus les émissions de GES en amont⁷⁹⁵ dans l'analyse des effets cumulatifs du projet⁷⁹⁶ puisqu'elles pourraient contribuer aux émissions nationales totales, et ainsi avoir un effet négatif cumulatif sur la capacité des gouvernements du Canada et du Québec à atteindre leurs objectifs de réduction des émissions de GES⁷⁹⁷. L'Agence a examiné si les effets environnementaux négatifs associés aux émissions de GES directs et cumulatifs seraient importants et s'est fondée sur l'article 19(1)a) de la LCÉE 2012⁷⁹⁸ ainsi que sur les critères énumérés à l'Annexe A de son rapport final⁷⁹⁹. L'Agence s'est appuyée sur la grille de

⁷⁹² C-0037-ENG, Energie Saguenay Project – Environmental Assessment Report, p. 60; CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 64. RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 113-115 et 123-134. R-0085-FRA, Réponses aux questions et commentaires de l'AÉIC - GNLQ, volume 1 rapport principal, 21 janvier 2021, pp. 205-218. ↩

⁷⁹³ CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, p. 71. ↩

⁷⁹⁴ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 326-327; CER-2, Northey-ENG, ¶ 121. ↩

⁷⁹⁵ C'est-à-dire les émissions découlant de l'exploration, l'extraction et le traitement du gaz naturel en Alberta et de son transport jusqu'à Saguenay, lesquelles sont des activités actuelles ou « raisonnablement prévisibles » puisqu'intimement liées à la réalisation du projet Énergie Saguenay, en application de l'alinéa 19(1)j) de la LCÉE 2012. RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 57, 60, 119, 131. ↩

⁷⁹⁶ CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), art. 19(1)a): «L'évaluation environnementale d'un projet désigné prend en compte [...] les effets environnementaux du projet [...] et les effets cumulatifs que sa réalisation, combinée à celle d'autres activités concrètes, passées ou futures, est susceptible de causer à l'environnement. » ↩

⁷⁹⁷ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 109, 116, 119; CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, pp. 50-52. ↩

⁷⁹⁸ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 119-122; CD-0004-FRA, Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), art. 19(1)a) : « L'évaluation environnementale d'un projet désigné prend en compte [...] les effets environnementaux du projet [...] et les effets cumulatifs que sa réalisation, combinée à celle d'autres activités concrètes, passées ou futures, est susceptible de causer à l'environnement. » ↩

⁷⁹⁹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶ 117. ↩

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détermination de l'importance des effets résiduels⁸⁰⁰ et a conclu à des effets négatifs importants sur la base des émissions directes de GES du projet en elles-mêmes, et lorsque cumulées à celles des émissions des autres projets potentiels⁸⁰¹. En outre, l'Agence n'a jamais tiré de conclusion sur l'importance des effets des émissions de GES en amont – qui n'étaient pas sous le contrôle du promoteur – isolément des émissions directes et cumulatives.

c) L'Agence a offert à GNL Québec la possibilité de fournir des commentaires sur les émissions de GES et les impacts potentiels du transport maritime sur les bélugas

522. La demanderesse prétend qu'elle n'aurait pas eu l'occasion de présenter des observations relatives aux émissions de GES et aux impacts potentiels du transport maritime sur les bélugas lors du processus d'évaluation environnementale de l'Agence⁸⁰². Or, tout au long du processus d'évaluation environnementale, l'Agence a sollicité plusieurs éléments d'informations et réponses de la part du promoteur et celui-ci a eu amplement l'occasion de réagir aux préoccupations soulevées⁸⁰³. Dans son rapport d'expertise, Madame Powell observe notamment que « [a]t least

⁸⁰⁰ GB-0005-FRA, Orientations techniques intérim – Déterminer la probabilité qu'un projet désigné entraîne des effets environnementaux négatifs importants en vertu de la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012), mars 2018. Voir CD-0068-FRA, Projet Énergie Saguenay : Rapport d'évaluation environnementale, Annexe A - Critères d'évaluation des effets Environnementaux, pp. 234-241 et Annexe B - Évaluation des effets environnementaux négatifs résiduels – Sommaire, pp. 242-245. ↩

⁸⁰¹ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 121-122. ↩

⁸⁰² Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 625. ↩

⁸⁰³ RWS-1, Bélanger-FRA, ¶¶ 85-91. Le 26 septembre 2019, ECCC a porté à l'attention de GNL Québec la nécessité que le promoteur présente sa méthodologie pour quantifier les émissions de GES en amont conformément à l'arrêté ministériel du 19 mars 2016. ECCC a aussi demandé au promoteur qu'il fournisse les détails de sa méthode de calcul des taux d'émissions pour les sources fugitives associées à l'extraction et au traitement du gaz naturel, afin de fournir une estimation crédible des émissions de ces activités. Le 31 juillet 2020, ECCC a demandé à GNL Québec de fournir un plan détaillé démontrant comment elle atteindra des émissions nettes nulles d'ici 2050 puisque le promoteur indique que son projet sera carboneutre. R-0086-FRA, Énergie Saguenay – Révision des questions nouvelle portée – Commentaires d'ECCC à l'Agence, 26 septembre 2019, RWS-4, Coutu-FRA, ¶¶ 62-63; CC-0024-FRA, Demande d'information no 1 - Avis d'experts ECCC à l'Agence et au promoteur, 29 juillet 2019, pp. 16, 28-29; Étude d'impact du promoteur Annexes, Volume 1, Chapitre 2, p. 150; Émissions fugitives, Tableau 3-1 Commentaires tirés des pp. 28-29; CC-0030-FRA, Demande d'information no 2 - Avis d'experts ECCC à l'Agence et au promoteur, 31 juillet 2020, p. 16; RWS-4, Coutu-FRA, ¶¶ 64-69. Au sujet des impacts de la navigation, en septembre 2019, le MPO a informé GNL Québec de la préoccupation du ministère du fait que « Les effets cumulatifs du transport maritime dans l'estuaire du Saint-Laurent n'ont pas été traités adéquatement dans la section sur la zone d'étude élargie et devront faire l'objet d'une révision ». Le 23 juillet 2020, le MPO transmet à nouveau ses préoccupations à GNL Québec à l'effet que le « MPO considère que le niveau d'incertitude actuel sur la fréquence et l'intensité du transport maritime que pourrait supporter la population de béluga du Saint-Laurent implique de retenir le scénario d'effets potentiels le plus impactant pour cette espèce. Le MPO demande alors que le promoteur considère le pire scénario dans son évaluation des effets résiduels, particulièrement sur une espèce en voie de disparition. ». GNL Québec est invitée à répondre aux préoccupations du MPO. Dans ses réponses, GNL Québec reconnaît que les données sur lesquelles elle s'est appuyée « se limitent à quelques navires marchands ayant transité sur le Saguenay en juin 2017 ». Les ↩

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six requests for additional information related to marine mammals were made to the Proponent by the Agency and Fisheries and Oceans Canada (“DFO”) between July 2019 and August 2020. In at least one of these requests, the Agency flagged that subaquatic noise had been identified as a key threat to the recovery of the St. Lawrence beluga whale population and that the increase in marine shipping associated with Énergie Saguenay was not compatible with the objectives of the Action Plans and Recovery Strategies in place for marine mammals in the St. Lawrence Estuary, including the beluga whale. »⁸⁰⁴ Selon Madame Powell, « [t]his made clear to the Proponent that impacts to beluga whales were a key concern and provided the Proponent with a meaningful opportunity to address the scope change in accordance with procedural fairness requirements »⁸⁰⁵. En outre, il est particulièrement révélateur que durant l'évaluation environnementale fédérale, le promoteur ne se soit jamais plaint d'avoir été empêché de répondre adéquatement aux questionnements de l'Agence ou de ne pas avoir eu l'occasion de présenter ses éléments d'information en temps opportun.

523. Selon ce qui précède, et comme le confirment les rapports d'expertise de Me Yergeau et de Madame Powell⁸⁰⁶, la demanderesse n'est pas parvenue à prouver que les mesures du Canada constituent « a fundamental breach of due process »⁸⁰⁷ ou un « lack of due process leading to an outcome which offends judicial propriety »⁸⁰⁸. Les allégations visant les processus fédéral et provincial d'évaluation environnementale ne démontrent pas une violation de l'article 1105 de l'ALÉNA.

informations disponibles « comprennent peu de données d'un même navire » et « ne tiennent pas compte des conditions de navigation très variables qui peuvent survenir durant la période de présence du béluga dans le Saguenay, qui s'étend d'avril à octobre ». GNL Québec admet alors que ses « données sont [...] insuffisantes pour refléter la gamme de variabilité du bruit des navires sur le Saguenay » ce qui démontre que les informations que GNL Québec transmet sont insuffisantes pour contenir l'enjeu du transport maritime. R-0087-FRA, Demande de renseignements MPO à l'intention du promoteur – Révision de la portée de l'étude d'impact environnemental projet Énergie Saguenay, 18 septembre 2019, p. 2; RWS-11, Trépanier-FRA, ¶¶ 31g), 37-43; ST-0014-FRA, Deuxième demande renseignements du MPO à l'intention du promoteur, 23 juillet 2020, p. 3; R-0085-FRA, Réponses aux questions et commentaires de l'AÉIC - GNLQ, volume 1 rapport principal, 21 janvier 2021, p. 191 (R-92 il existe « peu de données sur les impacts du bruit subaquatique ») et p. 232 (R-114).

⁸⁰⁴ RER-3, Powell-ENG ¶ 74. ↩

⁸⁰⁵ RER-3, Powell-ENG ¶ 74. ↩

⁸⁰⁶ RER-2, Yergeau-FRA, ¶ 145; RER-3, Powell-ENG ¶ 4. ↩

⁸⁰⁷ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 597, 599. ↩

⁸⁰⁸ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 604. ↩

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D. Les mesures prises par le Canada ne sont pas manifestement arbitraires au sens de l'article 1105 de l'ALÉNA

524. La demanderesse ne s'est pas acquittée du fardeau qui lui incombait de prouver que les deux décisions de refuser l'autorisation de son projet, soit celle du gouvernement du Québec le 21 juillet 2021 et celle du gouvernement fédéral le 7 février 2022 : i) n'étaient pas rationnellement liées à un objectif politique légitime; et ii) reflétaient un excès de pouvoir discrétionnaire, un préjugé ou une préférence personnelle⁸⁰⁹. Au contraire, la preuve révèle que les décisions sont fondées sur des analyses d'experts impartiales visant un objectif de politique hautement légitime, à savoir la protection de l'environnement et la lutte aux changements climatiques.

1. Le rapport d'évaluation environnementale du MELCC et la décision du gouvernement du Québec ne sont pas manifestement arbitraires

525. La demanderesse prétend que « it was manifestly arbitrary for the MELCC to ignore GNLQ's rigorously produced evidence and the conclusions of its own climate experts »⁸¹⁰. Or, comme ci-dessus, il est faux de prétendre que le MELCC a ignoré les informations fournies par l'initiateur et ses propres experts⁸¹¹.

526. Le 21 juillet 2021, le gouvernement du Québec rend sa décision en décrétant le refus de délivrer une autorisation à GNL Québec pour le projet Énergie Saguenay⁸¹² en se fondant explicitement sur le rapport d'évaluation environnementale, ainsi que sur l'ensemble des considérations évoquées au cours de la procédure d'évaluation, incluant lors des audiences publiques du BAPE. Le gouvernement motive sa décision en se basant sur l'effet réel du projet sur le bilan mondial des GES, ainsi que sur les enjeux de transition énergétique et d'acceptabilité sociale⁸¹³. Les motivations renvoient à l'étude d'impact ainsi qu'aux réponses fournies par GNL

⁸⁰⁹ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 626; RL-0073-FRA, APIE du Canada, Article 8, note de bas de p. 1; RL-0106-ENG, Global Telecom Holding S.A.E. c. Canada (Affaire CIRDI No. ARB/1616), Sentence, 27 mars 2020 (« Global Telecom – Sentence »), ¶ 561; CL-0119-ENG, Crystallex c. Venezuela (Affaire CIRDI No. ARB(AF)/11/2), sentence, 4 avril 2016, ¶ 578; RL-0110-ENG, EDF (Services) Limited c. Roumanie (Affaire CIRDI No. ARB/05/13), Sentence, 8 octobre 2009 (« EDF – Sentence »), ¶ 303. ↩

⁸¹⁰ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶ 629. ↩

⁸¹¹ C-0269-FRA, MELCC, Rapport d'analyse environnementale du projet Énergie Saguenay, (Doc. No. PR11), pp. 39-54. ↩

⁸¹² C-0274-FRA, Décret 1071-2021 Concernant le refus de délivrer une autorisation à GNL Québec inc. ↩

⁸¹³ C-0274-FRA, Décret 1071-2021 Concernant le refus de délivrer une autorisation à GNL Québec inc. ↩

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Québec au sujet des préoccupations du MELCC sur les émissions de GES, la transition énergétique, la protection du béluga et l'acceptabilité sociale⁸¹⁴. Il existe donc un lien rationnel explicite et manifeste entre, d'une part, la décision du gouvernement et le processus d'évaluation environnementale et, d'autre part, la protection de l'environnement et la lutte aux changements climatiques.

527. La demanderesse ne s'est pas acquittée du fardeau qui lui incombait de prouver que l'évaluation environnementale, le rapport d'évaluation environnementale du MELCC et la décision du gouvernement du Québec de refuser l'autorisation de son projet n'étaient pas rationnellement liées à un objectif politique légitime.

2. L'approche du MELCC en matière d'atténuation du bruit sonore subaquatique ne constitue pas une mesure manifestement arbitraire

528. La demanderesse prétend que « the Québec Government's reliance on alleged impacts of navigation on belugas, and the supposed need to impose a related moratorium on GNLQ's chartered ships for much of the year, was also manifestly arbitrary »⁸¹⁵. Elle allègue également que le gouvernement du Québec aurait agi de manière arbitraire en invoquant les impacts de la navigation sur les bélugas, et la nécessité d'imposer un moratoire sur la navigation durant une partie de l'année⁸¹⁶. Contrairement à ce qu'affirme la demanderesse, les experts du MELCC ont soulevé des préoccupations associées aux bélugas dès le début de la procédure d'évaluation environnementale du projet Énergie Saguenay.

529. La demanderesse passe sous silence le fait que le gouvernement du Québec avait expressément informé GNL Québec, dès le mois de mai 2015, que les « belugas will be an issue »⁸¹⁷ et que les enjeux de perturbations d'habitats naturels et aquatiques ainsi que d'espèces menacées sont énumérés dans la Directive du 10 décembre 2015⁸¹⁸. Dès le 22 mai 2019, le MELCC a indiqué à GNL Québec que « D'ici l'avancement de ces connaissances », suivant l'avis du

⁸¹⁴ C-0274-FRA, Décret 1071-2021 Concernant le refus de délivrer une autorisation à GNL Québec inc. ↩

⁸¹⁵ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 633-641. ↩

⁸¹⁶ Memorial on Jurisdiction and the Merits-ENG, ¶¶ 633-642. ↩

⁸¹⁷ CWS-1, Witness Statement of Jim Illich, 21 Novembre 2023 (« CWS-1, Illich-ENG”), ¶ 129; C-0379-ENG, Contemporaneous notes following meeting with Premier Couillard and Minister Arcand, 20-21 Mai 2015. ↩

⁸¹⁸ C-0198-FRA, Directive du MELCC du 10 décembre 2015, pp. 18-19. ↩

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ministère des Forêts, de la Faune et des Parcs MFFP, il « va appuyer l'identification des mesures de prévention applicables avec les organisations concernées et les autorités fédérales »⁸¹⁹. Afin d'avoir une idée plus claire sur ces impacts, le MELCC affirmait qu'il doit attendre les résultats du Programme de recherche 2018-2023 de l'UQO et le GREMM mandatés par le MFFP pour étudier le béluga⁸²⁰. Le MELCC a explicitement mentionné à GNL Québec que celui-ci devait s'engager à « mettre en œuvre » les mesures à être validées par ces partenaires⁸²¹. La demanderesse ne peut affirmer qu'elle n'était pas informée que l'approche du MELCC serait alors basée sur les mesures qui résulteraient de ce programme de recherche.