L’Aboriginal Pipeline Group revendique que la validité du permis demeure jusqu’en 2022.

Si le consortium du projet gazier Mackenzie s’est dissous le 21 décembre dernier, le permis pour construire le gazoduc aux TNO est encore valide jusqu’en décembre 2022.

C’est ce qu’a expliqué à L’Aquilon le vice-président de l’Aboriginal Pipeline Group (APG), Carl Chala. L’APG est un consortium qui détenait 33,3 % des parts d’intérêts du Projet gazier Mackenzie. Il est formé du Conseil Sahtu Dene, du Conseil tribal gwich’in et de la Corporation régionale inuvialuite.

« L’organisation originale est née en 2003, mais les groupes autochtones en parlaient depuis 2000, explique M. Chala, alors on travaillait sur ça depuis plus de 15 ans. La fin du projet a été une très grande déception pour les groupes autochtones dans le Nord. » Le vice-président de l’APG évoque de gros investissements perdus, mais se refuse à en rendre publique la nature exacte.

« La bonne nouvelle, poursuit-il, est que notre certificat délivré par l’Office national de l’énergie est valable jusqu’en décembre 2022. S’il y a des changements dans le marché du gaz naturel et une occasion d’utiliser ce certificat, l’Aboriginal Pipeline Group explorera les avenues pour atteindre ce but. »

Ce certificat, un permis, plus précisément, appartient dans les faits à ce consortium qui n’existe plus formé par la Compagnie Pétrolière Impériale Ltée, ConocoPhillips Canada, ExxonMobil Canada et l’APG. Si l’APG voulait aller de l’avant avec le gazoduc, devrait-il racheter les parts de ses anciens partenaires? La porte-parole de L’Impériale, Lisa Schmidt, considère qu’il est « inapproprié » de répondre à cette « spéculation ».

Quoi qu’il en soit, pour réaliser un éventuel gazoduc, l’Aboriginal Pipeline Group pourrait solliciter ses anciens partenaires du consortium original ou en chercher de nouveaux.

« Mais, précise M. Chala, ils devraient alors se soumettre aux homologations réglementaires toujours en place. »

Espoir et confusion
Fred Carmichael est le président de l’APG. Selon lui, il y a eu beaucoup de confusion dans la façon dont la nouvelle de la dissolution du consortium a été diffusée dans les journaux. « Nous avons mis le projet sur la glace parce que le prix du gaz était trop bas, précise-t-il, mais nous conservons les droits de construire le gazoduc. Il n’y a rien pour nous arrêter. » Selon l’analyse de M. Carmichael, l’argent dépensé par le consortium pour les permis et le travail de développement du projet pourrait être recupéré si le prix du gaz remontait significativement d’ici 2022.

L’ancien pilote d’origine gwich’in se montre fier du partenariat entre les différents peuples autochtones des TNO pour le projet. « Il y avait déjà eu de petits projets impliquant diverses communautés, rappelle-t-il, mais celui-ci était peut-être le plus gros dans le Nord du Canada, sinon dans tout le Canada. Avec une propriété, un vrai partenariat, et un siège à la table des producteurs. »

Si le gazoduc doit un jour se réaliser, les membres de l’entente d’affaire entre les communautés Sahtu, Gwich’in et inuvialuite se diviseront les profits en fonction des proportions utilisées de leur territoire, c’est-à-dire 34 %, 20 % et 4 % respectivement. « Le Dehcho n’était pas contre le gazoduc, rappelle M. Carmichael, mais ils voulaient régler leurs revendications territoriales avec les gouvernements du Canada et des TNO avant de signer. Ils auraient embarqué. Nous avons encore une place pour eux dans le projet. »

Les raisons annoncées par L’Impériale pour mettre fin au Projet gazier Mackenzie sont notamment l’émergence d’autres sources d’approvisionnement plus économiques en Amérique du Nord et la croissance continue de sources nord-américaines de gaz non conventionnel à bas coût.

Le gazoduc de 1196 kilomètres de long du Mackenzie devait relier les ressources du delta du Mackenzie à la frontière nord de l’Alberta. Le coût du projet était évalué à 16,2 milliards de dollars en 2007.
Selon l’Office national de l’énergie, la production de gaz naturel dans le Nord du Canada a chuté de plus de 90 % de 2003 à 2016.