Source: https://www.pgic-iogc.gc.ca/fra/1550764139040/1550764185444
Timestamp: 2020-07-10 03:13:34+00:00

Document:
Pétrole et gaz des Indiens du Canada rapport annuel 2017-2018
Version PDF (2 Mo, 44 pages)
Historique de Pétrole et gaz des Indiens du Canada et des autorisations législatives en vertu desquelles il exerce ses activités
Priorités stratégiques pour 2017-2018
Projet clé no 1 – Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009) ( Loi de 2009) et mise en œuvre de la première étape du Règlement
Projet clé no 2 — Système de gestion des données sur les ressources (SGDR 2)
Projet clé no 3 — Deuxième étape du Règlement
Bureau de gestion de projet et Gestion du changement organisationnel
Bureaux de gestion de projet — MARS et GCO
Direction de l'administration des baux et des redevances
Direction de la conformité aux règlements
Production pétrolière sur les terres de réserve des Premières Nations
Direction de la planification et des services ministériels
Opérations financières pour l'exercice 2017-2018
En plus des opérations quotidiennes de Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC), le projet de modernisation de la Loi , du Règlement et des systèmes (MARS) était une activité clé et une priorité organisationnelle. Le projet MARS comprend trois sous-projets interreliés dont les jalons ci-dessous devraient être atteints au cours de l'exercice 2017-2018 :
terminer les processus d'approbation et de publication dans la Gazette du Canada de la première étape du Règlement, ou Règlement « de base »; mettre en vigueur la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009)( Loi de 2009) et la première étape du Règlement ; mettre en œuvre et appliquer la Loi de 2009 et la première étape du Règlement à compter de leur entrée en vigueur;
poursuivre les travaux d'élaboration de système associés au projet de Système de gestion des données sur les ressources 2 (SGDR2); les approbations du projet et des dépenses ont été obtenues en mai 2016;
poursuivre l'élaboration de la deuxième étape du Règlement , en consultation avec les Premières Nations, l'industrie et les provinces.
Le projet MARS a été lancé en 2010-2011 pour orienter la modernisation du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes et la mise en œuvre de la Loi de 2009 et de son nouveau règlement d'application.Le premier jalon du projet MARS a été franchi lorsque les modifications à la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes ont reçu la sanction royale, en mai 2009. Cela a abouti à une nouvelle Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009)qui remplacera ultimement l'actuelle Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (1974).
Un Comité technique mixte (CTM), composé de techniciens en gaz et en pétrole des Premières Nations et de représentants du gouvernement du Canada provenant de PGIC, aux Relations Couronne-Autochtones et Affaires du Nord Canada (RCAANC) et de Justice Canada, a travaillé à l'élaboration de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009) et a, depuis, mis l'accent sur l'élaboration de son règlement d'application. Le Conseil des ressources indiennes (CRI), une organisation autochtone qui défend les intérêts de quelque 189 Premières Nations membres ayant des ressources pétrolières et gazières, ou susceptibles d'en avoir, assure la surveillance et l'orientation des participants des Premières Nations du CTM. Le CRI et le CTM aident PGIC en facilitant la sensibilisation des Premières Nations aux changements et aux répercussions sur la façon dont les futures opérations pétrolières et gazières seront menées sur leurs terres de réserve.
Une entente conclue en 2014 entre le Ministère et les Premières Nations productrices de pétrole et de gaz a établi une approche graduelle ou par étape relativement à l'élaboration du Règlement . Tout d'abord, la Loi de 2009 et un ensemble de dispositions réglementaires de la première étape ( Règlement de base) deviendraient loi. Ensuite, on continuerait d'élaborer et de mettre en œuvre les dispositions réglementaires jusqu'à ce que le Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes en vigueur soit remplacé par un nouveau règlement moderne. Le nouveau régime législatif et réglementaire de PGIC sera mis en œuvre au moyen de pratiques opérationnelles modernes appuyées par des systèmes d'information nouveaux ou améliorés.
Au cours de l'exercice 2016-2017, deux jalons importants ont été atteints dans le cadre du projet MARS. Tout d'abord, le règlement officiel estampillé a été produit par Justice Canada en septembre 2017. Il est prévu que la première étape du Règlement sera soumise aux processus d'approbation ministériels requis aux fins d'examen par le Conseil du Trésor en vue de sa publication préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada au début de l'exercice 2018-2019. Vous vous souviendrez peut-être que la première étape du Règlement était prête pour l'examen du Conseil du Trésor en février 2017, lorsque le processus a été mis en suspens, à la demande des Premières Nations. Depuis, d'importantes mesures d'adaptation ont été intégrées au projet de règlement qui conférerait aux Premières Nations un plus grand pouvoir et un meilleur contrôle sur leurs ressources pétrolières et gazières, ainsi que la capacité d'adapter chacune de leurs ententes commerciales.
Le deuxième jalon important a été franchi lorsque le processus d'approvisionnement a désigné Sierra Systems comme l'entrepreneur principal pour la gestion des redevances et la gestion des cas du projet SGDR2. À la fin du troisième trimestre, Sierra Systems a commencé à constituer progressivement une équipe, située dans les bureaux de PGIC et dans ses propres bureaux. Un processus d'approvisionnement antérieur avait désigné Fujitsu Consulting Canada comme l'entrepreneur principal pour l'échange de données entre Petrinex et PGIC. Petrinex est le résultat d'un partenariat sans pareil entre les provinces et l'industrie qui a créé et qui maintient actuellement la source de données reconnue faisant autorité sur le volume et le prix des hydrocarbures. Le projet SGDR2 comprend les trois composantes suivantes : 1) l'échange de données entre Petrinex et PGIC; 2) la nouvelle fonctionnalité de gestion des redevances; et 3) la mise en place ou la mise à l'essai de la gestion des cas à PGIC. Une fois complètement mis en œuvre, le projet SGDR2 fournira deux avantages importants : 1) éviter les désaccords éventuels entre les Premières Nations et leurs partenaires de l'industrie au sujet des mesures de volume et des prix; et 2) renforcer l'exactitude et la rapidité du processus d'évaluation des redevances de PGIC.
Du point de vue opérationnel, la faiblesse constante des prix du pétrole et du gaz naturel à l'échelle mondiale a entraîné ce qui suit : 1) l'abandon des gisements de gaz sec au profit des gisements pétrolifères et des gisements gaziers riches en liquides; et 2) la diminution du nombre de puits forés. En 2016-2017, PGIC a perçu un montant total de 59 644 356 $ au nom des Premières Nations et a établi neuf nouvelles ententes de superficie et 10 ententes d'exploitation souterraine. De plus, 77 millions de dollars ont été investis par l'industrie pour forer et achever 45 puits sur les terres de réserve des Premières Nations. Le présent rapport contient des renseignements détaillés sur les activités opérationnelles de PGIC.
Comme toujours, les progrès réalisés au cours du dernier exercice n'auraient pas été possibles sans le dévouement et la contribution des employés de PGIC et de nos partenaires et clients. Grâce à un travail acharné, à des partenariats efficaces et à la persévérance des divers intervenants, PGIC continue de jeter des bases solides pour la mise en œuvre et l'application de la nouvelle loi et du nouveau règlement au moment de leur entrée en vigueur.
En ce qui concerne les affaires autochtones, le gouvernement du Canada détient un vaste mandat qui relève essentiellement des lois en vigueur et des obligations légales découlant du paragraphe 91(24) de la Loi constitutionnelle de 1867 . RCAANC doit s'acquitter de diverses obligations du gouvernement fédéral auprès des peuples autochtones selon les dispositions de la Constitution, des traités, de la Loi sur les Indiens et d'autres lois pertinentes. La gestion des ressources naturelles situées sur les terres de réserve des Premières Nations, notamment le pétrole et le gaz, fait partie de ces obligations.
L'exploitation des ressources pétrolières et gazières sur les terres de réserve des Premières Nations est, depuis 1974, réglementée par la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes. Auparavant, les activités pétrolières et gazières étaient administrées en vertu de la Loi sur les Indiens . En 1977, le Règlement sur le pétrole et le gaz des terres indiennes a été promulgué et assujetti à la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (1974). La dernière révision de cette réglementation remonte à 1995.
Créé en 1987, Pétrole et gaz des Indiens du Canada (PGIC) a remplacé Ressources minérales des Indiens (Ouest) au ministère des Affaires indiennes et du Nord canadienNote de bas de page 1. PGIC doit gérer l'exploitation des ressources pétrolières et gazières sur les terres de réserve des Premières Nations et favoriser les initiatives lancées par les Premières Nations pour gérer et contrôler leurs ressources. En 1993, PGIC a reçu le statut d'organisme de service spécial et est ainsi devenu davantage axé sur les clients.
PGIC est régi par la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (1974) et le Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.
PGIC exerce également ses activités en conformité avec d'autres lois fédérales, notamment la Loi sur les Indiens , la Loi canadienne sur l'évaluation environnementale (2012) et la Loi sur la gestion des finances publiques .
PGIC est dirigé par un directeur administratif et président-directeur général, membre du Conseil de cogestion de PGIC. Le Conseil a été créé en 1996 à la suite de la conclusion d'un protocole d'entente entre le ministre des Affaires indiennes et du Nord canadien et le Conseil des ressources indiennes (CRI). Le CRI est un organisme autochtone qui représente quelque 189 Premières Nations membres ayant des ressources pétrolières et gazières ou qui pourraient en avoir. Le Conseil concentre ses efforts sur les dossiers d'intérêt commun.
Le Conseil de cogestion de PGIC compte neuf membres. Il est composé du président du CRI et de cinq membres sélectionnés par le CRI. Deux postes sont désignés pour représenter RCAANC, à savoir le sous-ministre adjoint du Secteur des terres et du développement économique et le directeur administratif et président-directeur général de PGIC. Le ministre nomme un membre choisi parmi les représentants de l'industrie pétrolière et gazière.
Organisme de service spécial et employeur distinct qui relève d'Affaires autochtones et du Nord Canada, PGIC est chargé de gérer et de réglementer les ressources pétrolières et gazières sur les terres de réserve désignéesNote de bas de page 2 des Premières Nations à l'échelle du Canada.
PGIC gère actuellement les ententes relatives aux ressources pétrolières et gazières conclues avec plus de 57 Premières Nations (101 réserves). La totalité des fonds recueillis au nom des Premières Nations est déposée dans leurs comptes en fiducie.
PGIC travaille en étroite collaboration avec les chefs et les conseillers des Premières Nations dans le contexte des processus de négociation et d'approbation. Toutes les ententes doivent être approuvées par le chef et les conseillers, conformément à une résolution du conseil de bande (RCB). Pour aider les Premières Nations qui ont désigné leurs terres de réserve à des fins d'activités pétrolières et gazières, PGIC remplit les fonctions principales suivantes :
la tenue d'examens environnementaux;
la vérification, l'évaluation et la perception des sommes telles que les primes, les redevances et les loyers;
Le projet MARS (modernisation de la Loi , du Règlement et des systèmes) est demeuré la principale priorité de l'organisation au cours de l'exercice 2017-2018. Le projet MARS comporte trois grands sous-projets :
Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009) ( Loi de 2009) et mise en œuvre de la première étape du Règlement — La Loi de 2009 et sa première étape ou Règlement « de base » formeront le fondement législatif et réglementaire qui permettra à PGIC de devenir un organisme de réglementation moderne. On prévoit qu'ils « entreront en vigueur » (c.-à-d. qu'ils seront officiellement adoptés) au cours de l'exercice 2018-2019. Pour appuyer leur mise en œuvre, PGIC et son personnel doivent être prêts à commencer à appliquer la nouvelle Loi et son règlement d'application dès le premier jour de leur entrée en vigueur. PGIC doit également informer les clients et les intervenants (Premières Nations et leurs organisations, gouvernement provincial, industrie) des changements législatifs, réglementaires, opérationnels et technologiques.
Système de gestion des données sur les ressources (SGDR 2) — L'utilisation efficace et efficiente de la technologie de l'information (TI) appuie les priorités du gouvernement et la prestation des programmes. Les améliorations informatiques apportées aideront PGIC à tenir compte des changements réglementaires prévus et à les appuyer.
Deuxième étape de l'élaboration du Règlement — La participation active continue de PGIC, de ses clients et des principaux intervenants au processus d'élaboration des règlements contribue à assurer un régime législatif et réglementaire moderne qui bénéficie aux Premières Nations.
Étant donné qu'il s'agit d'un effort pluriannuel, il est important de fournir un contexte historique important.
Élaboration de la Loi – Participation des Premières Nations
La version modifiée de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (1974) a reçu la sanction royale en mai 2009, donnant ainsi naissance à la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009). La Loi de 2009 n'est pas encore en vigueur puisque l'élaboration du Règlement , lequel sera autorisé en vertu de cette loi, doit être terminée pour fournir un cadre complet de gestion des activités pétrolières et gazières sur les terres de réserve des Premières Nations. Lorsqu'elle entrera en vigueur, la Loi de 2009 produira pour les Premières Nations de nombreuses retombées découlant des nouveaux pouvoirs accordés à PGIC :
exiger des entreprises qu'elles conservent leurs dossiers plus longtemps à des fins de vérification;
prendre des mesures plus efficaces en cas d'empiétement sur la surface ou le sous-sol;
protéger les sites d'importance historique des Premières Nations et les sites d'importance culturelle, spirituelle ou cérémoniale;
donner des amendes et imposer des sanctions en cas d'infraction à la Loi ou au Règlement ;
clarifier les pouvoirs de réglementation;
faire rapport au Parlement tous les deux ans sur les consultations et les variations futures du Règlement d'une province à l'autre.
Elle prévoit en effet la modernisation du Règlement afin de vraiment l'harmoniser avec les régimes provinciaux dans les principaux secteurs concurrentiels. Les avantages qui en résulteraient seraient les suivants : 1) l'industrie travaillerait selon des ensembles de règles qu'elle connaît bien; et 2) les terres de réserve des Premières Nations seraient aussi concurrentielles pour l'investissement de l'industrie que des terres équivalentes hors réserve dans la province avoisinante.
La Loi de 2009 a été élaborée avec l'aide du Conseil des ressources indiennes (CRI) et la participation d'un Comité technique mixte (CTM) composé de représentants de PGIC, du Ministère et du CRI, de techniciens chevronnés en gaz et en pétrole des Premières Nations et de représentants d'autres ministères fédéraux. À la fin de son travail sur la Loi de 2009, le CTM s'est concentré sur l'élaboration d'un nouveau règlement.
Afin de s'assurer que les Premières Nations bénéficient le plus rapidement possible des nombreuses améliorations contenues dans la Loi de 2009, le Ministère a proposé en 2014 – avec l'accord des Premières Nations – une approche graduelle pour élaborer le Règlement et l'adopter. Dans le cadre de cette approche, la Loi de 2009 entrera en vigueur en même temps qu'un ensemble de dispositions réglementaires de la première étape ( Règlement de base) sur le pétrole et le gaz des terres indiennes.
Élaboration du Règlement — Participation des Premières Nations
Le CTM est un comité de travail constitué de représentants des Premières Nations et du gouvernement qui sont chargés d'étudier les modifications proposées au Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes et de formuler des commentaires à ce sujet.Ce comité ne vise pas à remplacer les séances de participation avec les Premières Nations, mais plutôt à permettre à PGIC de consulter les techniciens des Premières Nations qui possèdent beaucoup de connaissances en matière de ressources pétrolières et gazières. En raison de la complexité prévue du nouveau Règlement , les travaux ont été répartis en divers thèmes, chaque thème devenant par la suite un module de réglementation à part entière.
Au début de l'exercice 2015-2016, le travail du CTM a permis de terminer la deuxième version du document de consultation sur la première étape du Règlement . Cette version était suffisamment complète et détaillée pour être diffusée généralement à tous les intervenants de PGIC aux fins d'examen et de commentaires. Des copies papier de la deuxième version du document de consultation sur la première étape du Règlement ont été communiquées aux Premières Nations, à l'industrie qui avait des ententes en vigueur sur les terres de réserve des Premières Nations, et aux provinces productrices de pétrole et de gaz aux fins d'examen approfondi et de commentaires. Les versions électroniques de ces documents ont été publiées sur le site Web de la Gazette des Premières Nations le 12 mai 2015.
Les commentaires reçus des intervenants ont été regroupés sous trois catégories : 1) aspects techniques; 2) gouvernance des Premières Nations; et 3) consultation des Premières Nations. Les commentaires d'ordre technique ont été pris en compte, le cas échéant. Pour ce qui est des commentaires portant sur la gouvernance ou la consultation des Premières Nations, à la fin de l'exercice 2015-2016, le Ministère a commencé à étudier avec les Premières Nations productrices de pétrole et de gaz des options pour créer une table de négociation en vue de l'élaboration et de l'étude de solutions possibles.
Durant l'élaboration du Règlement , il y a eu, sur demande, des séances de consultation et de sensibilisation auprès des représentants de Premières Nations, de conseils tribaux et de zones visées par un traité. Outre ces réunions en personne, les Premières Nations ayant un potentiel pétrolier et gazier dans une réserve de même que toutes les entreprises ayant des intérêts pétroliers et gaziers dans une réserve reçoivent un bulletin trimestriel de même des rapports d'étape sur le projet MARS. La deuxième version du document de consultation sur la première étape du Règlement a été distribuée à toutes les Premières Nations aux fins d'examen et de commentaires au début de l'exercice 2015-2016. Vers la fin de l'exercice, une version spéciale préestampillée de la première étape du Règlement a été produite et diffusée au cours de deux symposiums présentés par PGIC.
Les consultations au sujet de la Loi et du Règlement ont été parmi les plus détaillées jamais menées par le Ministère. Dans l'ensemble, PGIC a compté sur la participation de plus de 250 intervenants au cours de plus de 80 rencontres individuelles, de 10 symposiums et de six ateliers techniques.
soixante-huit Premières Nations, y compris de grandes et petites productrices de pétrole et de gaz;
Premières Nations situées dans des zones géographiques qui ont un potentiel de production;
organisations représentant les Premières Nations (Conseil des ressources indiennes; Fédération des nations autochtones souveraines);
Conseil de cogestion de PGIC.
organisations qui les représentent (Association canadienne des producteurs pétroliers, Explorers and Producers Association of Canada);
entreprises ayant des intérêts locatifs sur des terres de réserve des Premières Nations.
Ministères provinciaux de l'Énergie;
Résultats obtenus au cours de l'exercice 2017-2018
Un ensemble officiel (parfois appelé la copie ou la version « estampillée ») de la première étape du Règlement a été préparé au début de l'année civile 2017. En février 2017, à la demande des Premières Nations pétrolières et gazières, d'autres travaux ont été mis en suspens jusqu'à ce que d'importantes mesures d'adaptation proposées puissent être envisagées. Ces mesures d'adaptation donnent aux Premières Nations un plus grand pouvoir et un meilleur contrôle sur leurs ressources pétrolières et gazières, ainsi que la capacité d'adapter les ententes en fonction de leurs besoins opérationnels particuliers. Un nouvel ensemble officiel de dispositions réglementaires estampillé a été préparé en septembre 2017. Cette version répondait à certaines des préoccupations soulevées par les Premières Nations pétrolières et gazières, et le Canada a proposé que les autres questions soient traitées dans le cadre du processus de publication dans la Gazette du Canada.
Le 8 février 2018, le CTM a adopté à l'unanimité une résolution demandant au CRI d'appuyer par écrit la première étape du Règlement , y compris la proposition de sa mise à jour pendant le processus de publication dans la Gazette du Canada. Le conseil d'administration du CRI a approuvé la recommandation du CTM lors de la réunion du conseil d'administration du CRI qui a eu lieu le 5 mars 2018. Le lendemain (6 mars 2018), les Premières Nations membres du CRI l'ont ratifié à l'unanimité à l'assemblée générale annuelle du CRI. Le CRI a envoyé une lettre datée du 12 mars 2018 au Ministère pour confirmer son appui. En guise de preuve de bonne foi et pour assurer une coopération et une collaboration étroites et continues, au début de mars 2018, on a demandé à M. David Shade, gestionnaire du programme du CTM, de représenter le CRI et ses membres à titre de membre permanent du Comité directeur du projet MARS de PGIC.
Une fois qu'il a été convenu que d'autres mesures d'adaptation seront prises au cours du processus de publication dans la Gazette du Canada, le processus d'approbation ministériel de la première étape du Règlement a commencé. Ce processus mène à leur présentation, au début de l'exercice 2018-2019, au Conseil du Trésor pour examen et approbation en vue d'une publication préalable dans la Partie I de la Gazette du Canada. Les mesures d'adaptation des autres Premières Nations seront prises et figureront dans le règlement final de la première étape qui sera présenté au Conseil du Trésor pour examen et approbation en vue de sa publication dans la Partie II de la Gazette du Canada. Peu de temps après, la Loi de 2009 et la première étape du Règlement final auraient tous deux force de loi.
Projet clé no 2 – Système de gestion des données sur les ressources (SGDR 2)
Afin que les Premières Nations puissent profiter pleinement du nouveau régime législatif et réglementaire dans les réserves, la mise en œuvre du nouveau régime doit s'accompagner de pratiques opérationnelles modernes appuyées par des améliorations informatiques. PGIC utilise des outils de schématisation et de modélisation des processus opérationnels pour :
réduire les formalités administratives et simplifier les processus administratifs.
Il est important de modéliser et de moderniser les processus opérationnels, car ils permettent de cerner les besoins informatiques de l'organisation et des utilisateurs : nouveaux outils, changements aux outils existants ou repérage de sources de données pouvant remplacer les sources existantes. Elles permettent aussi de s'assurer que les employés de PGIC continuent de mettre à niveau leurs connaissances et leur expertise à l'égard des nouveaux processus, ce qui leur laisse davantage de responsabilités. Les retombées entraînent une transparence accrue pour les clients et les intervenants de PGIC.
Un produit livrable clé dans le secteur des activités liées aux améliorations informatiques comprendra une activité de gestion de l'information visant à consigner tous les processus opérationnels qui facilitent l'élaboration de systèmes améliorés ou en bénéficient.
L'actuel Système de gestion des données sur les ressources (SGDR) de PGIC est le système dans lequel sont stockées les données concernant toutes les ententes de superficie et d'exploitation souterraine, les puits forés sur les terres des réserves indiennes et les entités génératrices de redevances. Le projet des améliorations informatiques visant à appuyer la mise en œuvre de la nouvelle loi et du nouveau règlement a été baptisé « projet SGDR2 ». Le projet est mené conjointement par PGIC et la Direction générale de la gestion de l'information de RCAANC. En mai 2016, le Conseil du Trésor a approuvé le projet SGDR2 et les dépenses connexes.
Le projet SGDR2 proposé permettrait à PGIC d'adhérer à PETRINEX (PETRoleum INformation EXcellence) et d'y échanger des données. Petrinex est le résultat d'un partenariat sans pareil entre les provinces et l'industrie qui a créé, et qui exploite et maintient actuellement, la source de données reconnue faisant autorité sur le volume et le prix des hydrocarbures. La demande d'adhésion de PGIC à Petrinex a été approuvée en octobre 2013. Les provinces de l'Alberta et de la Saskatchewan sont actuellement membres de Petrinex, de même que l'industrie pétrolière et gazière.
Un protocole d'entente (PE) avec la province de l'Alberta a été rédigé et signé à la fin de l'exercice 2016-2017.
l'introduction d'une capacité de gestion des cas.
Le processus d'approvisionnement a commencé peu de temps après que le Conseil du Trésor a approuvé le projet et les dépenses connexes. En novembre 2016, un contrat a été passé entre Services publics et Approvisionnement Canada (SPAC) et Fujitsu Consulting Canada Ltd. afin de commencer les travaux d'élaboration dans l'environnement de Petrinex.
En ce qui concerne l'échange de données entre Petrinex et PGIC, le projet s'est déroulé conformément à l'échéancier prévu, comme suit :
Accès aux données de la Saskatchewan et communication de celles-ci — juin 2018
Accès aux données de l'Alberta et communication de celles-ci — octobre 2018
Accès à des données relatives à la déduction pour frais de gaz et communication de celles-ci — janvier 2019.
En ce qui concerne les volets Gestion des redevances et Introduction de la gestion des cas du projet SGDR2, une étape importante a été franchie lorsque le processus d'approvisionnement a désigné Sierra Systems comme entrepreneur principal pour ces deux volets du projet SGDR2. À la fin du troisième trimestre, Sierra Systems a commencé à constituer progressivement une équipe, située dans les bureaux de PGIC et dans ses propres bureaux. Les séances d'atelier avec les experts en la matière de PGIC ont commencé au quatrième trimestre. Les premiers travaux ont porté sur la planification et le développement du moteur de calcul des redevances, définissant les besoins en données et les sources des données utilisées dans les schémas de redevances tels que définis dans les baux et la base de données à l'appui de ces données.
Une approche échelonnée ou progressive à l'égard de l'élaboration du Règlement signifie que le Règlement sera élaboré et mis en vigueur progressivement d'ici à ce que le Règlement de 1995 soit remplacé par un règlement moderne.
PGIC collabore avec le CTM depuis un certain nombre d'années à l'élaboration de règlements allant au-delà de ceux qui font partie de la première étape du Règlement. Les progrès ont été entravés par l'accès limité aux experts auxquels on doit aussi avoir recours pour : 1) achever les travaux de la première étape du Règlement et préparer, conjointement avec la Loi de 2009, leur entrée en vigueur; 2) organiser des activités de préparation organisationnelle afin que PGIC et son personnel soient prêts à mettre en œuvre et à administrer la Loi de 2009 et la première étape du Règlement, dès le premier jour de leur entrée en vigueur.
PGIC a communiqué les instructions de rédaction réglementaire au CTM pour :
le module Gestion de l'argent;
le module Droits de surface.
Le CTM a fourni une rétroaction sur les instructions de rédaction réglementaire proposées pour le module Gestion de l'argent en juin 2017 et sur les instructions de rédaction réglementaire proposées pour le module Droits de surface en décembre 2017. PGIC continue de se réunir à l'interne pour examiner les changements proposés et se prépare à répondre officiellement au CTM.
Le projet de modernisation de la Loi , du Règlement et des systèmes (MARS) a été lancé au cours de l'exercice 2010-2011 pour guider la modernisation du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indiennes . Au cours de l'exercice 2017-2018, l'état de préparation organisationnelle pour la mise en œuvre de la Loi de 2009 et de son nouveau Règlement a été ajouté sous l'égide du Bureau de gestion du projet MARS. Conformément à son plan de projet de mise en œuvre, PGIC se prépare à commencer à administrer et à appliquer la Loi de 2009 et la première étape du Règlement à compter de la date de leur adoption. Le personnel du PGIC s'est préparé à la mise en œuvre en élaborant ou en modifiant des formulaires, en mettant à jour ou en créant des procédures, en adaptant ou en modifiant les systèmes d'information, en élaborant des politiques opérationnelles et en offrant de la formation.
En 2017-2018, la stratégie de gestion du changement organisationnel (GCO), de concert avec le Bureau de la Gestion du Projet (BGP), a été intégrée aux trois composantes du projet MARS de PGIC, au lieu d'être un projet autonome comme c'était le cas auparavant.
Depuis le début de l'exercice 2015-2016, PGIC utilise la méthodologie et les outils normalisés Prosci© du gouvernement du Canada pour renforcer la capacité de gestion interne du changement afin que PGIC et son personnel soient mieux équipés pour mettre en œuvre des changements internes et externes.
Les activités de gestion du changement et le soutien à la GCO se sont principalement concentrés sur le projet MARS, mais elles comprenaient également des changements d'origine externe comme la transition vers la nouvelle solution officielle de gestion des documents et des dossiers électroniques du gouvernement du Canada connue sous le nom de GCdocs. Les activités de gestion du changement et de soutien des composantes du projet MARS étaient axées sur la transition vers l'administration et l'application de la nouvelle Loi et de son règlement et sur l'élaboration du SGDR2. L'avantage qui en découle est que PGIC et ses intervenants devraient être en mesure de s'adapter à la Loi de 2009 et à son nouveau règlement d'application et le SGDR2 avec un minimum de bouleversements.
Également au cours de l'exercice 2017-2018, PGIC a amorcé le processus d'approvisionnement du gouvernement en vue de retenir les services d'un entrepreneur pour fournir des services de gestion du changement à long terme et du soutien au PGIC étant donné l'ampleur et la multitude de projets touchant le personnel et les intervenants du PGIC. Avant la fin de l'exercice, on a recommandé l'attribution d'un contrat à un soumissionnaire en attendant l'obtention d'une habilitation de sécurité.
PGIC compte quatre divisions distinctes chargées de réglementer et de gérer l'exploration et l'exploitation des ressources pétrolières et gazières sur les terres de réserve des Premières Nations :
favoriser l'établissement de liens de travail efficaces entre les Premières Nations, l'industrie et le gouvernement grâce à :
l'application des directives du Conseil de cogestion de PGIC;
La Direction exécutive comprend trois secteurs : Projets stratégiques, Communications et services à la direction et Bureau de gestion de projet.
Aider d'autres secteurs de PGIC à améliorer les processus opérationnels;
Rédiger et préparer des documents d'information sur les enjeux de PGIC à l'intention des cadres supérieurs et du ministre;
Tenir à jour les sites Internet et intranet de PIGC;
Aider les divisions de PGIC à respecter leurs exigences en matière de communication.
La Direction de l'administration des baux et des redevances s'occupe de l'établissement et de l'administration des ententes pétrolières et gazières. Elle compte cinq secteurs : Négociations, marchés et recherches; Administration des baux; Redevances; Géologie; et Soutien des droits fonciers issus des traités.
Évaluer les propositions des entreprises concernées afin d'assurer un rendement équitable;
Fournir du savoir-faire en matière de négociation et de facilitation pour permettre la conclusion d'ententes entre les Premières Nations et les entreprises;
Les changements importants apportés aux redevances par l'Alberta continuent d'avoir une incidence sur les activités de PGIC. Le Secteur des négociations, des marchés et des recherches a poursuivi son examen des ententes pour déterminer à quel point les ententes des Premières Nations ont été touchées par les modifications apportées au régime de redevances de l'Alberta. L'examen a confirmé qu'il faut continuer d'affecter des ressources considérables à cette tâche pour faire en sorte que les ententes en vigueur et les nouvelles ententes établies par PGIC à l'égard des terres de Premières Nations tiennent dûment compte de ces changements.
Le Secteur des négociations, des marchés et des recherches a collaboré avec diligence avec tous les intervenants et a pu ainsi continuer de conclure des ententes concurrentielles par rapport aux régimes de redevances provinciaux. Le Secteur s'est assuré que chaque nouvelle entente de cession ou modification d'entente de cession recommandée lors de l'exercice précédent procurait aux Premières Nations un rendement plus élevé que celui des régimes de redevances de l'Alberta et de la Saskatchewan.
Le nombre total d'ententes conclues varie d'un exercice à l'autre; cependant, comme il y a eu un ralentissement de l'industrie pendant l'exercice 2017-2018, PGIC a conclu 10 ententes d'exploitation souterraine, deux de moins qu'au cours de l'exercice précédent. PGIC administre au total 651 ententes de ce genre, couvrant quelque 260 897,55 hectares.
Au cours de l'exercice 2017-2018, le personnel de PGIC a effectué 702 enregistrements dans le Système d'enregistrement des terres indiennes (SETI), une hausse considérable par rapport à 395 l'exercice précédent. Cette hausse est attribuable à une approche ciblée visant à éliminer l'arriéré d'inscriptions.
Accorder aux entreprises des baux de droits pétroliers et gaziers de superficie, des droits de passage, des licences d'exploration et des droits de superficie connexes :
administrer des baux de surface et d'exploitation souterraine;
vérifier les renseignements et les dossiers de l'organisation et les tenir à jour;
enregistrer les transactions de PGIC dans le SETI.
En 2017-2018, PGIC a conclu neuf ententes de superficie. Lorsque les prix du pétrole et du gaz sont élevés, PGIC traite normalement de 145 à 450 ententes par année.
La tendance courante indique un repli soutenu des cessions parce que les prix des produits ont baissé. Au cours de ces périodes d'incertitude de l'économie à cause du ralentissement du secteur de l'énergie, PGIC voit habituellement le nombre de demandes de nouveau contrat diminuer parallèlement à une augmentation importante des cessions et des renonciations.
En 2017-2018, la superficie visée par des ententes de cession était de 10 603 hectares. Il s'agit d'une diminution de 29 hectares par rapport à l'exercice précédent. Ce chiffre comprend les nouveaux droits cédés, retranchés des droits déjà cédés. La superficie visée par des ententes d'aliénation renvoie à la superficie réelle de terres qui sont touchées par les activités d'exploitation pétrolière et gazière.
En 2017-2018, les ententes de superficie administrées par PGIC étaient au nombre de 4 948. C'est là une légère diminution de 29 par rapport à l'exercice précédent. Le nombre d'ententes varie d'un exercice à l'autre. À un moment donné, le nombre de baux de superficie diminuera en raison de l'épuisement des ressources en hydrocarbures et de la remise en état des sites.
PGIC doit vérifier et percevoir les redevances provenant de la production et de la vente des ressources pétrolières et gazières des terres de réserve de Premières Nations. Le Secteur des redevances est responsable de ce qui suit :
tenir des statistiques annuelles/un résumé sur les activités de forage;
Le forage sur les terres de réserve des Premières Nations a continué de cadrer avec les moyennes nationales, avec une légère augmentation du nombre de puits forés au cours de l'exercice 2017-2018 par rapport à l'exercice précédent. L'industrie a déclaré avoir foré 47 puits sur les terres de réserve des Premières Nations; 28 puits de pétrole, 18 puits de gaz, un puits F et A et le reste sous forme de puits d'injection de vapeur ou d'eau. 40 forages ont été autorisés comme puits horizontaux. De plus, 18 puits ont été abandonnés dans le fond du puits et tous, sauf 6, ont été coupés et obturés. 181 baux ont été revus à l'approche de leur échéance. Il en a résulté le maintien de 54 502 hectares de terres et l'extinction de 11 425 hectares.
Le Secteur de soutien des DFIT continue de fournir des directives quant au processus relatif aux DFIT et des conseils ayant trait aux droits pétroliers et gaziers aux Premières Nations prenant part aux processus d'ajouts aux réserves (AR) découlant des DFIT. Cette équipe assume les tâches suivantes :
vérifier les titres légaux et l'information sur les cessions qui ont trait aux ententes de superficie et aux ententes d'exploitation des ressources minières portant sur le statut minier des DFIT désignés;
rédiger et établir des ententes de remplacement de superficie et d'exploitation souterraine (c.-à-d. que les ententes fédérales applicables aux terres de réserve remplacent les ententes existantes conclues au titre de la compétence provinciale);
veiller à ce que tous les intervenants touchés par le processus d'AR, surtout ceux s'occupant des DFIT, soient informés du rôle de PGIC dans le processus d'AR et le comprennent.
Les revendications relatives aux DFIT constituent un type de revendications territoriales découlant du fait que des Premières Nations n'ont pas reçu toutes les terres auxquelles elles avaient droit en vertu des traités conclus avec la Couronne fédérale. Le processus lié aux droits fonciers issus de traités vise aujourd'hui à remplir ces obligations. Les DFIT donnent souvent lieu à un AR – c'est-à-dire qu'une terre est ajoutée aux terres de réserve d'une Première Nation – mais la Première Nation peut choisir d'autres modes de règlement.
Un des rôles principaux de PGIC dans le cadre du processus relatif aux DFIT consiste à aider à mettre en place des ententes de remplacement pour des intérêts de tiers qui existaient avant que les terres ne deviennent des terres de réserve en vertu d'une revendication relative aux DFIT. PGIC remplace les ententes qui sont liées au pétrole et au gaz, habituellement en vertu d'un titre provincial et de la compétence provinciale, lesquelles peuvent alors être administrées aux termes de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes et de son règlement d'application une fois que les terres deviennent des terres de réserve en vertu d'un titre fédéral.
Au cours de l'exercice 2017-2018, aucune nouvelle revendication relative aux DFIT n'a été présentée à PGIC. En date du 31 mars 2016, 458 ententes de remplacement actives étaient administrées par PGIC au nom de plusieurs Premières Nations qui ont exercé leurs DFIT. Le plan de travail révisé pour le Secteur de soutien des DFIT a cerné 245 autres ententes de remplacement qui ont été exécutées et qui attendent un arrêté pour la création de terres de réserve supplémentaires; en outre, 194 autres opérations relatives aux DFIT sont rendues à diverses étapes.
Beaucoup de Premières Nations ne sont plus des bénéficiaires passifs de redevances pétrolières et gazières pour leurs ressources naturelles. En fait, elles participent de plus en plus aux opérations pétrolières et gazières menées sur leurs terres. Elles ont créé des sociétés pétrolières et gazières appartenant à des bandes. La structure de ces sociétés varie d'une Première Nation à l'autre étant donné qu'elle se fonde sur le niveau de participation souhaité et sur les buts de la collectivité. Ces sociétés permettent aux Premières Nations d'exercer un contrôle accru, d'accroître leur rente économique et de renforcer leurs capacités.
À la fin de 2017-2018, on comptait 17 sociétés pétrolières et gazières appartenant à des bandes, qui détenaient 173 ententes d'exploitation souterraine visant 67 911 hectares (26 % de l'ensemble des ententes d'exploitation souterraine gérées par PGIC) de terres de Premières Nations.
La Direction de la conformité aux règlements doit tenir à jour un cadre clair et transparent de réglementation des activités gazières et pétrolières dans les réserves – assorti de règles stratégiques et exécutoires – pour encourager la conformité de l'industrie, prendre les mesures appropriées en cas de non-conformité et garantir aux Premières Nations que la mise en valeur de leurs ressources sur leurs terres se fait d'une manière qui réduit le plus possible l'impact sur l'environnement tout en favorisant leur préservation. Elle compte cinq secteurs : Environnement; Analyse des ressources et conformité; Soutien opérationnel technique; Examens, Politiques et Conformité aux règlements.
PGIC assure la gérance environnementale du cycle de vie complet des activités d'extraction pétrolière et gazière sur les terres de réserve des Premières Nations.
Avant d'accorder à une entreprise l'autorisation d'entreprendre des activités pétrolières et gazières en surface, l'équipe examine la demande de l'entreprise, laquelle doit comporter une évaluation environnementale. La réalisation d'une telle évaluation est obligatoire dans le cadre de divers types d'activités, notamment les travaux d'exploration ou de prospection géosismique, le forage de puits de pétrole et de gaz, l'aménagement de conduites en surface, le forage de puits de services, la restauration de sites et l'aménagement de voies d'accès. L'équipe s'assure que les impacts environnementaux possibles seront atténués avant que PGIC et la Première Nation approuvent la demande.
Après la construction des installations et des sites de surface, l'équipe surveille la conformité des activités de l'entreprise avec les exigences en matière d'environnement. L'équipe examine les audits environnementaux que les entreprises sont tenues de soumettre régulièrement et effectue également des inspections sur le terrain, au besoin. L'exercice 2017-2018 a été particulièrement difficile pour les inspections sur le terrain en raison de la forte augmentation des faillites et de l'insolvabilité dans l'industrie; PGIC a tenté d'effectuer des inspections supplémentaires sur ces sites pour s'assurer qu'ils avaient été laissés dans un état sûr et sécuritaire.
Une fois l'exploitation d'une installation ou d'un site de surface terminée, les entreprises doivent désaffecter les puits, démanteler les installations, prendre les mesures correctives nécessaires et remettre les terres en état. L'équipe de l'environnement approuve les cessions d'ententes de superficie après confirmation, à la suite d'une inspection par les représentants de la Première Nation, que la remise en état des terres a été faite de manière satisfaisante.
Fournir des services de soutien juridique, notamment aider Justice Canada et la Direction générale de la gestion et du règlement des litiges (DGGRL) de RCAANC dans le cadre de poursuites judiciaires;
Établir une stratégie pour le cadre de conformité et d'application de la loi : assurer la préparation pour la mise en œuvre de la Loi sur le pétrole et le gaz des terres indiennes (2009) et la première étape du Règlement ;
Assurer la qualité des instruments qui ont des incidences sur le plan de la conformité et de l'application de la loi.
Tenir des dossiers sur tous les nouveaux puits forés;
Réaliser des travaux courants et périodiques de génie et de géologie, y compris l'examen d'avis et de demandes.
Le Secteur de l'analyse des ressources et de la conformité a deux objectifs principaux : tout d'abord, favoriser la conservation des ressources pétrolières et gazières des Premières Nation, puis renseigner les Premières Nations au sujet des activités gazières et pétrolières prévues sur leurs terres de réserve et des revenus qui en découlent. Le Secteur s'efforce de fournir un niveau de service élevé aux Premières Nations en lien avec les fonctions qui lui ont été confiées.
L'une des fonctions les plus importantes est de surveiller le drainage et d'émettre des avis de drainage. Pour s'acquitter de cette fonction, le Secteur surveille les puits hors réserve exploités à proximité des limites des réserves. Chaque cas est examiné pour déterminer la présence ou non de drainage. Dans les cas où PGIC croit qu'il y a drainage et où les terres de réserve concernées sont louées, le Secteur communique avec le conseil de bande de la Première Nation concernée de manière à pouvoir déterminer conjointement s'il y a drainage. Lorsqu'il y a drainage, PGIC rédige et émet un avis de drainage au(x) locataire(s) concerné(s) en consultation avec le conseil de bande. Si le Secteur croit qu'il y a drainage, mais que les terres de réserve ne sont pas louées, il en informe le Secteur des négociations, des marchés et des recherches de PGIC et la Première Nation concernée pour qu'ils puissent examiner les possibilités de location des terres de réserve.
Le service de prévision des revenus est l'un des services les plus utilisés; des ingénieurs attitrés préparent les prévisions des revenus tirés des redevances et les prévisions des revenus tirés des terres pour les Premières Nations ayant des activités pétrolières et gazières. En 2016-2017, le Secteur a effectué 42 prévisions de revenus, soit 30 à l'intention de Premières Nations de l'Alberta et les 12 autres à l'intention de Premières Nations de la Saskatchewan. Habituellement, chaque prévision de revenus comprend deux scénarios, à savoir un scénario de référence et un scénario bas, et des chiffres sont fournis pour chacun. Parfois, un scénario élevé peut être établi pour une Première Nation si la situation le justifie.
Le Secteur du soutien opérationnel technique (SOT) contribue au mandat de la Division de la conformité aux règlements en faisant ce qui suit :
diriger et coordonner les vérifications, les enquêtes et les inspections portant sur la production et les redevances afin d'assurer que les opérations sur le terrain sont sécuritaires et appropriées et de garantir un juste rendement des ressources des Premières Nations;
diriger et coordonner des travaux de recherche liés à des enjeux techniques et économiques;
appuyer d'autres secteurs opérationnels de PGIC, d'autres organismes du gouvernement du Canada, des Premières Nations et des organismes provinciaux.
Le Secteur répond à de nombreuses demandes variées présentées par d'autres secteurs opérationnels de PGIC, des Premières Nations, d'autres organismes du gouvernement, et l'industrie du pétrole et du gaz. Ces demandes englobent la modification des structures de redevances, l'examen de questions financières, la coordination avec des initiatives fédérales et provinciales et la collaboration à ces initiatives, le soutien de revendications précises, l'étude d'enjeux existants et nouveaux, la communication de données techniques et de renseignements à l'appui de l'évaluation des redevances et la mise en œuvre et le soutien de mesures de conformité.
Au cours de l'exercice 2017-2018, le personnel du SOT a effectué plusieurs inspections sur le terrain afin d'assurer la sécurité des opérations et de se conformer aux exigences en matière de mesure, de répartition et de production de pétrole et de gaz. Le Secteur du SOT a répondu à deux demandes de modification des redevances, a conclu une enquête spéciale et en a entrepris trois autres, et a recommandé des modifications aux directives provinciales à la suite de ses enquêtes.
Le Secteur a également fourni un soutien technique et des conseils concernant les propositions de deux Premières Nations qui souhaitaient assumer l'exploitation de puits sur leurs terres et d'une Première Nation qui souhaitait abandonner l'exploitation de certains puits. Le Secteur a fourni un soutien à d'autres unités de PGIC et de RCAANC dans le cadre d'une initiative conjointe des Premières Nations et de PGIC visant à boucher les puits orphelins en Ontario. Le Secteur a entrepris plus de 50 examens documentaires pour vérifier et analyser les prix du pétrole et du gaz soumis par les sociétés productrices et a collaboré avec d'autres unités opérationnelles de PGIC pour fournir des renseignements techniques et historiques concernant une revendication importante touchant une Première Nation.
Le pétrole brut se trouve dans des formations géologiques situées à des centaines ou des milliers de mètres de profondeur sous la terre. La plupart des formations ressemblent à des « roches solides », mais elles contiennent du pétrole dans des ouvertures généralement très petites (appelées « espaces interstitiels ») se trouvant dans les formations rocheuses d'apparence solide. Le pétrole contient aussi du gaz naturel dissous, comme les gaz qui deviennent visibles dans les boissons gazeuses lorsque le bouchon est retiré. Lorsqu'on produit du pétrole, le gaz s'échappe du pétrole sous forme de « bulles » à mesure que le pétrole remonte à la surface et d'autres volumes de gaz s'échappent du pétrole lorsqu'il est traité et stocké à la surface.
Pendant l'exercice 2017-2018, du pétrole a été produit dans 32 réserves appartenant à 25 Premières Nations. Le graphique de l'historique de la production pétrolière montre que la production pétrolière sur les terres de réserve des Premières Nations a augmenté de près de 16 % par rapport à l'exercice précédent. La production pétrolière totale des Premières Nations pendant l'exercice 2017-2018 a été d'environ 674 000 mètres cubes, une baisse comparativement à 807 000 mètres cubes l'exercice précédent. Comme par les années précédentes, le pétrole lourd représente la majorité de la production pétrolière des Premières Nations.
La majeure partie de la production de pétrole au cours de l'exercice 2017-2018, soit environ 65 %, provenait des Premières Nations de la Saskatchewan, soit à peu près le même pourcentage que celui de l'exercice 2016-2017. Comme par les années passées, il convient de souligner que plus de 90 % de la production de pétrole des Premières Nations de la Saskatchewan provient d'une seule Première Nation.
Figure A : Historique de la production pétrolière sur les terres de réserve des Premières Nations, de 2008-2009 à 2017-2018
Description de la figure A : Historique de la production pétrolière sur les terres de réserve des Premières Nations, de 2008-2009 à 2017-2018
Ce graphique illustre la production de pétrole sur les terres des Premières Nations de l'exercice 2008-2009 jusqu'à l'exercice 2017-2018.
Pour l'exercice 2008-2009, la production de pétrole provenant des terres des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 697 000 mètres cubes.
496 000 mètres cubes (71,1 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
201 000 mètres cubes (28,8 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
432 mètres cubes (0,1 %) provenaient des Premières Nations de la Colombie-Britannique.
Pour l'exercice 2009-2010, la production de pétrole provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 719 000 mètres cubes.
443 000 mètres cubes (61,7 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
275 000 mètres cubes (38,3 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan.
Pour l'exercice 2010-2011, la production de pétrole provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 1,01 million de mètres cubes.
552 000 mètres cubes (54,6 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
458 000 mètres cubes (45,4 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan.
Pour l'exercice 2011-2012, la production de pétrole provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 1,18 million de mètres cubes.
666 000 mètres cubes (56,3 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
518 000 mètres cubes (43,7 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan.
Pour l'exercice 2012-2013, la production de pétrole provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 1,11 million de mètres cubes.
658 000 mètres cubes (59,6 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
446 000 mètres cubes (40,3 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
3 mètres cubes ont été déclarés comme produits par les Premières Nations de la Colombie-Britannique;
87 mètres cubes (moins de 0,01 %) provenant d'une Première Nation du Manitoba.
Pour l'exercice 2013-2014, la production de pétrole provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 925 000 mètres cubes.
538 000 mètres cubes (58,2 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
387 000 mètres cubes (41,8 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
398 mètres cubes (0,04 %) provenaient d'une Première Nation du Manitoba.
Au cours de l'exercice 2014-2015, les sociétés pétrolières et gazières ont produit 790 000 mètres cubes de pétrole provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien.
473 000 mètres cubes (60 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
317 000 mètres cubes (40 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan.
Au cours de cet exercice, PGIC n'a pas reçu de données sur la production de pétrole des Premières Nations de la Colombie-Britannique ni des Premières Nations du Manitoba. La seule entreprise qui avait déclaré une modeste production de pétrole au Manitoba au cours des exercices précédents a fermé ses puits au cours de l'exercice 2014‑2015.
Pour l'exercice 2015-2016, la production de pétrole provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 737 000 mètres cubes.
402 000 mètres cubes (54,5 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
335 000 mètres cubes (45,5 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan.
Pour l'exercice 2016-2017, la production de pétrole provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à plus de 806 000 mètres cubes.
513 000 mètres cubes (63,7 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
293 000 mètres cubes (36,3 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta.
À noter qu'il s'agissait du premier exercice où la production de pétrole des Premières Nations de la Saskatchewan a dépassé celle des Premières Nations de l'Alberta.
Pour l'exercice 2017-2018, la production de pétrole provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 674 000 mètres cubes. Cette année encore, les Premières Nations de la Saskatchewan ont produit plus de pétrole que les Premières Nations de l'Alberta :
440 000 mètres cubes (65,3 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
234 000 mètres cubes (34,7 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta.
La production de pétrole continue de diminuer, année après année, passant du point culminant de presque 1,2 million de mètres cubes au cours de l'exercice 2011-2012 à 674 000 mètres cubes au cours de l'exercice 2017-2018. Il y a eu une augmentation exceptionnelle à 802 000 mètres cubes de 2016 à 2017, mais la tendance à la baisse a repris en 2017-2018.
Comme on l'a signalé au cours des exercices précédents, les prix du pétrole, du gaz naturel et des produits du gaz naturel fluctuent en fonction d'un vaste éventail de facteurs. Les prix canadiens sont principalement influencés par les marchés nord-américains, ainsi que les niveaux de forage et de production et les stocks de pétrole brut aux États-Unis. Ils subissent aussi les effets de la géopolitique et de la géoéconomie.
Cependant, à la fin de l'exercice 2017-2018, le prix du pétrole brut canadien plus lourd (la majeure partie de la production de pétrole des Premières Nations présente des caractéristiques entre le pétrole lourd et le bitume) a chuté de façon disproportionnée, tandis que les prix du pétrole brut plus léger ont augmenté. Cette situation a donné lieu aux graves préoccupations exprimées au sujet de « l'écart » entre les prix plus élevés du brut léger — comme le pétrole West Texas Intermediate (WTI) — et les prix plus bas du brut lourd – dans ce cas, le Western Canada Select (WCS).
L'écart de prix s'explique habituellement par les différences de densité du pétrole et d'autres caractéristiques, comme la teneur en soufre, la teneur en acide et la présence d'autres contaminants, ainsi que les coûts courants des pipelines, du stockage et de la dilution.
À la fin de l'exercice 2017-2018, d'autres facteurs sont entrés en jeu. Par exemple, certaines raffineries des États-Unis ont été fermées à des fins d'entretien ou de modernisation, et des pipelines ont subi des bris temporaires ou ont également été modernisés. Ces facteurs ont entraîné une surabondance de pétrole lourd au Canada, qui n'a pas d'autres options de marché ou de transport, et une importante chute des prix.
Ainsi, un écart « normal » d'environ 10 $ à 12 $ US le baril a explosé jusqu'à 30 $ le baril. Cela a suscité tellement de préoccupations dans l'industrie, au gouvernement et dans les Premières Nations que les organismes provinciaux et fédéraux ont dû intervenir dans le but de trouver une solution à ce problème. Une ou plusieurs solutions seront peut-être trouvées au cours de l'exercice 2018-2019, ou par la suite.
Encore une fois, les entreprises productrices de pétrole et de gaz, ainsi que les entreprises de services pétroliers, sont confrontées à des difficultés financières. Plusieurs ont fait faillite, ont réduit leurs dépenses en capital et d'autres activités ou ont été acquises par des concurrents. Cette année, comme dans les dernières années, la plupart des experts de l'industrie estiment que les prix du pétrole n'atteindront pas les niveaux de 2014, par exemple, avant plusieurs années, s'ils atteignent un jour ce niveau.
Entre-temps, comme l'illustre le graphique ci-dessous, les prix moyens du pétrole des Premières Nations continuent de se situer entre ceux du pétrole lourd et ceux du bitume. Cela est approprié puisque le pétrole « moyen » des Premières Nations a des caractéristiques qui le situent entre le pétrole lourd et le bitume.
Figure B : Historique des prix du pétrole moyens pondérés des Premières Nations par rapport aux prix de référence, de 2013-2014 à 2017-2018
Le graphique montre la production de gaz naturel provenant des terres des Premières Nations de l'exercice 2007-2008 jusqu'à 2017-2018.
D'une façon générale, les prix du pétrole ont augmenté au cours de l'exercice 2017-2018, en raison de l'évolution des stocks de pétrole brut à l'échelle mondiale et de diverses influences géopolitiques. Le prix du pétrole léger non sulfuré canadien (autrement dit, le prix du pétrole non sulfuré à Edmonton) a augmenté de 13 %, atteignant 457,70 $ le mètre cube en mars 2018. Il s'agit en fait du prix le plus élevé observé pendant l'exercice 2017-2018.
En revanche, le prix plancher du bitume de l'Alberta, qui représente la limite de prix du gouvernement de l'Alberta et sert à calculer les redevances, et qui est considéré comme un indicateur des prix du bitume brut, a augmenté de 70 %, pour atteindre 180,16 $ le mètre cube en mars 2018.
Malheureusement, le prix du pétrole canadien de type Western Canada Select, un indicateur des prix du pétrole lourd, n'a pas été bon toute l'année, principalement en raison des contraintes liées aux pipelines nord-américains. En début d'année, il a lui aussi augmenté. D'avril 2017 à novembre 2017, il a augmenté de 17 % pour atteindre un sommet de 365,29 $ le mètre cube. Mais les perturbations liées aux pipelines ont fait chuter le prix à 288,93 $ le mètre cube en mars 2018. Cependant, au moment de la rédaction du présent article, le prix a rebondi.
Comme il a été expliqué dans les rapports annuels précédents, PGIC calcule ce qu'on appelle un « prix moyen pondéré du pétrole brut des Premières Nations » en fonction des données transmises par les sociétés productrices de pétrole situées sur les terres des Premières Nations. PGIC reconnaît que le prix moyen pondéré est quelque peu « artificiel », mais il fournit quand même à la fois une estimation de la valeur reçue et une indication des caractéristiques moyennes globales des divers pétroles bruts produits par les Premières Nations.
Au cours de l'exercice 2017-2018, le prix moyen pondéré du pétrole brut des Premières Nations indique une fois de plus que le prix « moyen » pondéré du pétrole brut des Premières Nations est semblable à celui du pétrole lourd, et influencé par les variations du prix du bitume. Il en est ainsi parce que la plus grande partie du pétrole brut des Premières Nations est produite dans des régions de production de pétrole lourd et de bitume.
Ainsi, le prix moyen du pétrole des Premières Nations a également augmenté au début de l'exercice 2017-2018. En avril 2017, ce prix moyen était d'un peu plus de 267,62 $ le mètre cube. Il est passé à 319,38 $ en novembre 2017, puis a diminué à 234,34 $ le mètre cube en mars 2018. Cependant, à l'instar des prix du pétrole de type Western Canada Select, dont il a été question plus haut, le prix moyen du pétrole des Premières Nations a aussi rebondi.
Production de gaz naturel sur les terres de réserve des Premières Nations
Le gaz naturel, comme le pétrole, provient aussi de formations géologiques situées à des centaines ou des milliers de mètres sous la surface. Encore une fois, les formations ressemblent à des « roches solides », mais elles contiennent du gaz naturel dans de petits espaces interstitiels à l'intérieur de celles-ci. Certaines formations contiennent seulement du gaz naturel et, à l'occasion, du gaz naturel et des produits connexes, comme l'éthane, le propane, le butane et même certains hydrocarbures liquides. Comme il a été mentionné précédemment, le gaz naturel peut aussi provenir de formations souterraines qui contiennent du pétrole. Dans les formations pétrolifères, le gaz est dissous dans le pétrole. Lorsque l'on produit le pétrole, le gaz s'échappe du pétrole sous forme de « bulles » dans le sous-sol et à la surface lorsque le pétrole est traité et stocké.
Pendant l'exercice 2017-2018, du gaz naturel a été produit dans 49 réserves appartenant à 35 Premières Nations. Le graphique de l'historique de la production du gaz naturel indique que contrairement à la diminution de la production pétrolière décrite ci-dessus, les ventes de gaz naturel provenant des terres de réserve des Premières Nations ont augmenté d'environ 11 % par rapport à 2016-2017. La production totale de gaz des Premières Nations était légèrement supérieure à 1,7 milliard de mètres cubes. Le gaz produit sur des terres indiennes provient en majorité des Premières Nations de l'Alberta, soit un peu plus de 98 %.
Il convient de signaler que la production de liquides de gaz naturel (LGN) en 2017-2018 a augmenté d'environ 37 % par rapport à 2016-2017. Cette augmentation est légèrement disproportionnée par rapport à l'augmentation de 11 % de la production de gaz naturel mentionnée ci-dessus. La production de gaz naturel et de liquides de gaz naturel a diminué sur les terres des Premières Nations de la Saskatchewan, mais a augmenté sur les terres des Premières Nations de l'Alberta. Cela indique que les entreprises continueront de forer pour obtenir du gaz naturel et les liquides de gaz naturel plus lucratifs connexes, même lorsque les prix du gaz naturel sont très bas. Autrement, elles préfèrent forer pour obtenir du pétrole.
Figure C : Historique des ventes de gaz naturel des Premières Nations, de 2008-2009 à 2017-2018
Description de la figure C : Historique des ventes de gaz naturel des Premières Nations, de 2008-2009 à 2017-2018
Pour l'exercice 2008-2009, la production de gaz naturel provenant des terres des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 1,26 milliard de mètres cubes.
1,08 milliard de mètres cubes (85,7 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
177 millions de mètres cubes (14,0 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
2,8 millions de mètres cubes (0,2 %) provenaient des Premières Nations de la Colombie-Britannique.
Ce volume de gaz naturel de la Colombie-Britannique est produit et vendu par des Premières Nations de la Colombie-Britannique qui ne partagent pas les revenus avec le gouvernement de la province. Par ailleurs, la grande majorité du gaz naturel et des liquides de gaz naturel produits par les Premières Nations de la C.-B. est vendue en vertu d'ententes de partage conclues avec le gouvernement de la province et n'est donc pas déclarée à PGIC. Pour cette raison, à chaque exercice, les volumes de gaz naturel et de liquides de gaz naturel des Premières Nations de la Colombie-Britannique déclarés par PGIC semblent très faibles.
Pour l'exercice 2009-2010, la production de gaz naturel provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 1,05 milliard de mètres cubes.
901 millions de mètres cubes (85,6 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
150 millions de mètres cubes (14,2 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
2,3 millions de mètres cubes (par coïncidence, encore 0,2 %) provenaient des Premières Nations de la Colombie-Britannique.
Pour l'exercice 2010-2011, la production de gaz naturel provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à un peu moins de 1,01 milliard de mètres cubes.
900 millions de mètres cubes (89,2 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
107 millions de mètres cubes (10,6 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
1,9 million de mètres cubes (encore une fois, environ 0,2 %) provenaient des Premières Nations de la Colombie-Britannique.
Pour l'exercice 2011-2012, la production de gaz naturel provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 1,05 milliard de mètres cubes.
968 millions de mètres cubes (92,1 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
81 millions de mètres cubes (7,7 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
1,7 million de mètres cubes (0,2 %) provenaient des Premières Nations de la Colombie-Britannique.
Pour l'exercice 2012-2013, la production de gaz naturel provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à un peu plus de 1,04 milliard de mètres cubes.
979 millions de mètres cubes (93,7 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
64 millions de mètres cubes (6,1 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
1,3 million de mètres cubes (0,1 %) provenaient des Premières Nations de la Colombie-Britannique.
Pour l'exercice 2013-2014, la production de gaz naturel provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 1,14 milliard de mètres cubes.
1,09 milliard de mètres cubes (95,3 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
52 millions de mètres cubes (4,6 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
1,1 million de mètres cubes (0,1 %) provenaient des Premières Nations de la Colombie-Britannique.
Pour l'exercice 2014-2015, la production de gaz naturel provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 1,73 milliard de mètres cubes.
1,68 milliard de mètres cubes (97,4 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
44 millions de mètres cubes (2,5 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
Un peu moins de 1 million de mètres cubes (moins de 0,1 %) provenaient des Premières Nations de la Colombie-Britannique.
Pour l'exercice 2015-2016, la production de gaz naturel provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à 1,8 milliard de mètres cubes.
1,74 milliard de mètres cubes (97,6 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
42 millions de mètres cubes (près de 2,4 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
728 000 mètres cubes (0,04 %) provenaient des Premières Nations de la Colombie-Britannique.
Pour l'exercice 2016-2017, la production de gaz naturel provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à un peu moins de 1,6 milliard de mètres cubes.
1,52 milliard de mètres cubes (97,6 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
38 millions de mètres cubes (2,4 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan; mais
pour la première fois depuis de nombreuses années, aucune production de gaz naturel par les Premières Nations de la Colombie-Britannique n'a été déclarée à PGIC.
Pour l'exercice 2017-2018, la production de gaz naturel provenant des Premières Nations de l'Ouest canadien se chiffrait à un peu moins de 1,8 milliard de mètres cubes.
1,7 milliard de mètres cubes (97,6 %) provenaient des Premières Nations de l'Alberta;
33 millions de mètres cubes (2,4 %) provenaient des Premières Nations de la Saskatchewan;
Bien que la production de gaz naturel des Premières Nations de l'Alberta ait diminué considérablement de l'exercice 2015-2016 à l'exercice 2016-2017, elle semble avoir augmenté de nouveau au cours du dernier exercice 2017-2018. Toutefois, la production de gaz naturel des Premières Nations de la Saskatchewan et de la Colombie-Britannique continue de diminuer de façon constante. Nous pensons que cette situation est attribuable au fait que les entreprises de production ont décidé de ne plus forer d'autres puits de gaz naturel tant que le prix du gaz naturel n'aura pas augmenté ou qu'elles suspendent la production des puits de gaz existants jusqu'à ce que les prix augmentent au point où la production de gaz naturel redevienne rentable.
Actuellement, il n'y a pas d'autres options de marché. Ainsi, les producteurs de gaz naturel du Canada doivent continuer de rivaliser pour les parts de marché du Canada et des États-Unis contre des promoteurs de champs de gaz naturel prolifiques des États-Unis, qui ont un meilleur accès à l'infrastructure de transport et dont l'expansion est assujettie à un moins grand nombre d'entraves. Au début de l'exercice 2017-2018, les prix du gaz naturel ont chuté de façon spectaculaire, obligeant certains exploitants à arrêter leur production et d'autres à vendre des propriétés gazières ou même à fermer leurs portes. Le graphique de l'historique des prix du gaz naturel indique que les prix moyens du gaz naturel des Premières Nations pour l'exercice 2017-2018, ainsi que les prix de référence auxquels ils sont comparés, ont chuté jusqu'aux niveaux planchers presque records d'environ 1,00 $ le gigajoule observés vers la fin de l'exercice 2015-2016. Les prix ont légèrement remonté vers la fin de l'exercice 2017-2018, mais ils demeurent très bas pour les producteurs canadiens. Les prix un peu plus élevés qui sont rapportés tous les jours dans les médias ne reflètent pas ce que les producteurs canadiens obtiennent, mais seulement ce que les producteurs américains obtiennent parce que leurs champs sont plus près de leurs marchés, notamment.
Figure D : Historique des prix de vente moyens pondérés du gaz des Premières Nations par rapport aux prix de référence, de 2013-2014 à 2017-2018
Description de la figure D : Historique des prix de vente moyens pondérés du gaz des Premières Nations par rapport aux prix de référence, de 2013-2014 à 2017-2018
L'exercice 2017-2018 n'a pas été une année glorieuse pour ce qui est des prix du gaz naturel pour les entreprises de production ou les titulaires de redevances de l'Ouest canadien. En septembre et en octobre 2017, en raison de divers programmes de prolongement et d'entretien des pipelines, l'accès aux pipelines a été restreint si lourdement que les prix sont brièvement devenus « négatifs ». Autrement dit, certains producteurs semblaient payer leurs clients pour qu'ils prennent leur gaz naturel. Il s'agit d'une situation sans précédent dans l'histoire de la production de gaz naturel et des pipelines, laquelle est survenue à un moment de l'année où les producteurs acheminent normalement de grands volumes aux services publics et à d'autres entreprises, de sorte que le gaz puisse être stocké dans des formations souterraines en prévision de la prochaine saison hivernale, puis remis en production et vendu aux consommateurs.
Afin de réduire les volumes excédentaires d'expédition, certaines entreprises ont cessé le forage d'exploitation de gaz naturel, certaines ont temporairement fermé leurs puits et d'autres ont essayé d'acheter de l'espace de stockage de gaz naturel en Alberta (pour réserver le gaz jusqu'à ce que les prix augmentent éventuellement), afin de réduire « l'hémorragie des revenus ». Plusieurs ont annoncé qu'elles chercheraient activement différentes options de vente et de transport pour la production future.
Entre-temps, les producteurs américains ont pu augmenter leurs prix en raison de leur infrastructure de transport adéquate et de leurs options d'exportation plus diversifiées.
Les prix ont cessé d'être négatifs en novembre 2017, ce qui coïncide avec le début de la « saison de chauffage » annuelle et la date cible pour l'achèvement de tous les projets de prolongation et d'entretien des pipelines. Les prix ont grimpé jusqu'à environ 2,00 $ le gigajoule en novembre, mais ont fléchi jusqu'à une fourchette de 1,50 $ le gigajoule (le prix de référence de l'Alberta, qui reflète les prix contractuels du gaz naturel et qui est utilisé par l'Alberta dans le calcul des redevances) à 1,92 $ le gigajoule pour les ventes de gaz naturel sur le marché au comptant à court terme.
Comme dans le cas du pétrole brut, PGIC calcule également un « prix moyen pondéré du gaz naturel des Premières Nations » à partir des données reçues des entreprises qui produisent du gaz naturel sur les terres des Premières Nations. Il fournit également une estimation de la valeur et indique si les prix du gaz naturel des Premières Nations suivent les prix courants. Au cours de l'exercice 2017-2018, le prix moyen pondéré du gaz naturel a commencé à 2,62 $ le gigajoule, puis a diminué à 0,79 $ le gigajoule en octobre 2017, puis a grimpé jusqu'à 1,97 $ en janvier 2018. Le prix moyen pondéré a ensuite fléchi légèrement, comme les autres prix de référence du gaz naturel, et s'est établi à 1,85 $ le gigajoule en mars 2018. Par rapport au début de l'exercice, le prix a connu une diminution d'un peu plus de 29 %. Malheureusement, le prix a continué de baisser au cours de l'exercice 2018-2019.
donner des conseils sur les politiques stratégiques;
faire des recherches et élaborer les politiques opérationnelles;
mener des consultations sur les changements d'ordre opérationnel et stratégique;
ltations sur les changements des politiques opérationnelles et stratégiques.
Le Secteur des politiques s'est concentré principalement sur l'élaboration du nouveau règlement. Le Ministère a adopté une approche graduelle à l'élaboration du Règlement conçue pour que la Loi de 2009 soit promulguée plus rapidement que si un ensemble complet de règlements était achevé. Cette approche permettra aux Premières Nations de profiter plus rapidement des améliorations contenues dans la Loi de 2009, qui accorde à PGIC les nouveaux pouvoirs suivants :
mener des vérifications auprès d'entreprises exploitées sur les terres de réserve des Premières Nations;
exiger des entreprises qu'elles conservent leurs dossiers pendant une période prolongée à des fins de vérification et les conseiller sur ce point;
De plus, la démarche par étapes exige des mises à jour du Règlement de 1995 sur le pétrole et le gaz des terres indienne s – pour qu'il soit compatible avec la Loi de 2009 –, notamment la rédaction de nouvelles dispositions réglementaires dans les domaines suivants :
droits tréfonciers;
Les autres modules réglementaires entreront en vigueur quand leur rédaction sera terminée; à la fin du processus, PGIC aura la responsabilité de superviser et d'appliquer un nouveau règlement complet et moderne. Afin de prendre en compte le temps nécessaire à l'obtention de l'opinion des intervenants et à la réalisation du processus gouvernemental d'examen et d'approbation de la réglementation, nous prévoyons que l'entrée en vigueur de la Loi de 2009 et de son règlement d'application aura lieu en 2019. Le Secteur des politiques a passé une bonne partie de l'année à travailler au nouveau règlement tout en consultant, mobilisant et informant les Premières Nations. Tout au long du processus d'élaboration du Règlement , sur demande, des rencontres en personne ont eu lieu avec des représentants de Premières Nations, de conseils tribaux et de régions visées par un traité, ainsi qu'avec le Comité technique mixte (CTM) et dans le cadre de l'assemblée générale annuelle du Conseil des ressources indiennes (CRI), où des mises à jour ont été présentées.
La Direction de la planification et des services ministériels (PSM) est essentiellement chargée de la planification de la gestion, de la politique administrative, des ressources humaines, des finances, des acquisitions, de l'administration de bureau et de la technologie de l'information. Il sert également de secrétariat au Conseil de cogestion de PGIC. Elle se compose de cinq secteurs : Contrats et administration; Finances; Ressources humaines; Planification, politique administrative et coordination ministérielle; et Technologie de l'information.
Services de passation de marchés et d'approvisionnement;
Services d'administration de bureau et des services aux locataires;
Gestion des dossiers et de l'information, centre de ressources et services prévus en vertu de la Loi sur l'accès à l'information et de la Loi sur la protection des renseignements personnels .
Services financiers ministériels;
Administration des fonds de fiducie;
Comptes créditeurs;
Planification des ressources humaines et rapports connexes;
Recrutement des employés;
Relations de travail et bien-être en milieu de travail;
Classification et développement organisationnel;
Élaboration de politiques sur les ressources humaines;
Plan de gestion annuel de PGIC;
Rapports trimestriels;
Contribution de PGIC aux plans et aux rapports de RCAANC;
Services de secrétariat au Conseil de cogestion de PGIC;
Mise en œuvre, à l'échelle du Ministère, des initiatives prescrites par RCAANC et le gouvernement et élaboration de politiques administratives;
Administration des bases de données;
Appui technique au développement d'applications, gouvernance du Comité directeur du SGDR1;
Informatique répartie, notamment soutien aux utilisateurs finaux (par l'intermédiaire du centre d'appels), renouvellement des ordinateurs et gestion des logiciels;
Mise en œuvre des services partagés;
Sécurité de la TI;
Soutien technique pour les vidéoconférences, les tableaux blancs électroniques et la mise en œuvre d'autres technologies et systèmes de l'AC.
Au cours de l'exercice 2017-2018, PGIC a reçu 62,6 millions de dollars au nom des Premières Nations, ventilés comme suit : 49,3 millions de dollars en redevances pétrolières et gazières, 991 688 $ en prime, 12 millions en indemnités et loyers, 208 054 $ en redevances provenant de droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08, et 13 244 $ en intérêts.Note de bas de page 3
Sommes totales perçues au nom des Premières Nations (en millions de dollars) en 2017-2018
Figure E : Historique des sommes perçues au nom des Premières Nations de 2007-2008 à 2017-2018
Description textuelle de la figure E – Total des fonds perçus pour le compte des Premières Nations (en millions de dollars)
Ce graphique illustre les recettes en redevances (en millions de dollars) provenant du pétrole et du gaz que PGIC a perçues au nom des Premières Nations. Il montre le total des sommes recueillies au cours de 11 exercices consécutifs, de 2007‑2008 à 2017‑2018.
2007-2008 : Pétrole 47,76 $; gaz/production 133,25 $; terre 16,20 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 5,14 $
2008-2009 : Pétrole 70,04 $; gaz/production 146,79 $; terre 29,73 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 7,89 $
2009-2010 : Pétrole 63,56 $; gaz/production 39,78 $; terre 13,31 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 9,17 $
2010-2011 : Pétrole 95,69 $; gaz/production 43,44 $; terre 75,27 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 42,04 $
2011-2012 : Pétrole 145,39 $; gaz/production 43,56 $; terre 29,26 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 35,33 $
2012-2013 : Pétrole 94,02 $; gaz/production 26,91 $; terre 36,48 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 19,04 $
2013-2014 : Pétrole 93,26 $; gaz/production 30,72 $; terre 27,60 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 5,90 $
2014-2015 : Pétrole 75,15 $; gaz/production 62,12 $; terre 24,20 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 1,65 $
2015-2016 : Pétrole 23,96 $; gaz/production 23,06 $; terre 15,64 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 0,315 $
2016-2017 : Pétrole 20,37 $; gaz/production 25,01 $; terre 13,95 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 0,26 $
2017-2018 : Pétrole 21,23 $; gaz/production 28,09 $; terre 13,03 $; droits fonciers issus de traités visant des terres en vertu de l'article 5.08 0,208 $
À PGIC, nous sommes pleinement conscients que notre organisation ne serait pas la même sans son personnel. Nous sommes fiers de la diversité de nos effectifs et des niveaux de représentation des groupes visés par l'équité en matière d'emploi, qui dépassent leur disponibilité au sein de la main-d'œuvre. Le regroupement d'un éventail de points de vue, de compétences et d'expériences différents entraîne une synergie sans pareille. Les employés de PGIC sont professionnels et contribuent de leur mieux à la concrétisation du mandat, de la vision et des valeurs de l'organisation.
PGIC s'efforce d'être un lieu de travail de choix, rayon essentiel de notre roue stratégique (voir la page suivante). Nous croyons qu'il est important de demeurer axés sur l'apprentissage, et chaque employé dispose donc d'un plan d'apprentissage personnel annuel. PGIC offre un programme de remboursement des droits de scolarité aux employés qui poursuivent leur perfectionnement professionnel en dehors des heures de travail. PGIC offre des cours de français à l'interne, une formation sur les compétences générales (qui, de 2017 à 2018, était axée sur le bien-être au travail et la santé mentale) et une formation annuelle de sensibilisation à la culture autochtone. Nous offrons aussi un programme d'aide aux employés et à leur famille.
PGIC encourage activement la conciliation travail-vie personnelle et offre des semaines de travail comprimées, des horaires variables et du télétravail, conformément à sa politique de télétravail. Notre programme Fierté et Reconnaissance récompense les employés qui se distinguent par des réalisations particulières et par leurs longs états de service. PGIC a son propre Comité pour l'avancement de l'emploi autochtone.
L'actuel Système de gestion des données sur les ressources (SGDR1) de PGIC est notre base de données opérationnelle, dans laquelle sont stockés les renseignements concernant les ententes de superficie et d'exploitation souterraine, les puits forés sur les terres des réserves indiennes et les entités génératrices de redevances. Le SGDR1 appuie le système de gestion des fonds de fiducie du Ministère en fournissant des dossiers sur les opérations financières relatives aux terres et aux redevances, ce qui permet à PGIC de s'assurer que les Premières Nations reçoivent les redevances qui leur sont dues. De 2017 à 2018, des travaux ont été entrepris pour mettre à niveau le SGDR1 vers Oracle 12.
Un nouveau SGDR2 est en cours de développement pour la gestion des redevances à l'aide des outils d'échange de données et de gestion de cas de Petrinex. Le SGDR2 remplacera uniquement le module de redevances du SGDR actuel.
Figure F : Excellence en gestion des ressources pétrolières et gazières des Premières Nations
Description de la figure F - Excellence en gestion des ressources pétrolières et gazières des Premières Nations
3.4 L'équité en matière de production
3.5 L'argent
Aider nos employés à être :
5.4 Apprendre et de se perfectionner
6.6 Favorisant l'équilibre travail-vie personnelle
7.1 L'adoption d'une politique de prestation de services claire et cohérente
7.2 L'application uniforme de la politique
8.1 L'harmonisation et responsabilisationà l'échelle fédérale
8.3 D'autres initiatives gouvernementales
9.2 L'administration des terres et des ressources
9.3 La collaboration et l'échange d'information
49 329 704
12 041 030
Total des revenus perçus au nom des Premières Nations
62 583 701
Administration centrale (RCAANC)
Archives d'arpentage des terres du Canada
Déduction pour frais d'exploitation d'installation gazière
Système de gestion des documents et des dossiers électroniques officiel du gouvernement du Canada.
Gestionnaire de projet – projet d'élaboration du Règlement
Gestionnaire de projet – projet d'élaboration du SGDR2
Bureau de gestion de projet – projet de modernisation de la Loi , du Règlement et des systèmes
Groupe d'utilisateurs du SGDR1
Direction de l'arpenteur général de Ressources naturelles Canada
Numéro d'entité de redevances
Nouveau régime de redevances de l'Alberta
Processus amélioré d'évaluation et de vérification
Payeur de redevances ou d'impôt
Direction de la planification et des services ministériels, PGIC
Systèmes, applications et processus pour les projets d'entreprise
Section du droit constitutionnel et administratif (ministère de la Justice du Canada
Système d'information sur la gestion de l'environnement
Sous-système d'information sur les ententes foncières (SGDR1)
Le nom légal du Ministère est « ministère des Affaires indiennes et du Nord canadien », ou MAINC, et ce nom figure sur tous les documents juridiques. Le Ministère a aussi un nom approuvé pour l'usage courant, soit « Affaires autochtones et du Nord Canada », ou AANC.
La désignation des terres est un processus par lequel une collectivité a consenti, à la suite d'un vote référendaire, à utiliser les terres décrites à une fin en particulier — en l'occurrence, pour l'exploration ou la mise en valeur des ressources pétrolières ou gazières. On peut considérer que les désignations correspondent au « zonage » des terres d'une réserve pour l'aménagement résidentiel, commercial ou industriel.
Les prix mondiaux du pétrole et du gaz et les écarts de prix du pétrole devraient avoir une incidence continue sur les redevances futures.

References: l'article 5
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