англ тэк

делах 200 метров от водоема, ручья или реки, сумма абсолютной ответственности составляет 25 миллионов, а при деятельности, осуществляемой за пределами 200 метров от водоема, ручья или реки, сумма абсолютной ответственности составляет 10 миллионов. Где считается, что худший случай аварии может привести к ущербу, приближающемуся к пределу абсолютной ответственности, страховка не принимается, и требуется предоставление более надежных и ликвидных финансовых инструментов, например, аккредитивов. Следует отметить, что расположенные севернее 60-й параллели материковые скважины или проекты, если они влияют на водоемы, подпадают под действие Закона «О внутренних водах», и в этих случаях также может потребоваться финансовое обеспечение ответственности. Исполнение Законов «О внутренних водах», принятых правительствами Юкона и Северо-Западных Территорий, контролируется МДИРС.

Гражданская ответственность — подтверждение финансовых возможностей

Режим гражданской ответственности устанавливается Статьями 26(1)(в) и 26(2)(в) ЗДНГ. В этих статьях говорится, что ответственность наступает тогда, когда могут быть доказаны неправильные действия или халатность. Как указывалось ранее, НЭС обязан обеспечить предоставление доказательств финансового обеспечения разрешенной деятельности. НЭС должен убедиться, что компания имеет возможности нести любую ответственность, которая может возникнуть в результате неправильных действий или халатности при проведении разрешенной деятельности. Это достигается оценкой общего потенциального ущерба и соотнесением его с чистой оценочной стоимостью компании. Страховка считается приемлемой в качестве доказательства, но НЭС должен быть включен в нее как застрахованная сторона, а полис должен быть проверен на предмет присутствия исключений, которые могут сделать его недействительным для НЭС.

308

Для установления размера ущерба и ответственности проводятся оценки, при которых может учитываться стоимость мер контроля над скважиной, стоимость бурения глушащей скважины, стоимость ликвидации загрязнения и восстановления окружающей среды, любая ответственность третьей стороны, потеря буровой установки, потеря наземной или авиационной техники, стоимость вывоза аварийного оборудования, стоимость эвакуации персонала, потеря дохода, включая будущий доход, а в случае коренного населения – потеря возможностей рыболовства, охоты и собирательства. Оценки могут предусматривать ограничения и, следовательно, не обязательно отражают худшее развитие событий. Сюда же включаются оценки затрат на бурение глушащей скважины и оценки потенциального постоянного дебита выброса. Эти данные сравниваются с оценками затрат на ликвидацию загрязнения, восстановление окружающей среды и компенсацию потенциальных отрицательных социально-экономических последствий. Этот процесс может оказаться простым и недолгим или, наоборот, чрезвычайно сложным и долгим.

Для большинства случаев бурения процесс был упрощен путем разработки оценок по нескольким сценариям. Результаты использовались для установления минимальной суммы доказательства финансовых возможностей и были опубликованы в «Руководящих примечаниях к Нормативам ответственности при бурении на нефть и газ». Компания должна продемонстри-

350 миллионов в случае шельфовой скважины южнее 60-й параллели и 500 миллионов в случае скважины севернее 60-й параллели. Эти цифры являются ориентировочными и при необходимости корректируются. Сценарии освоения и добычи не обобщались и рассматриваются в каждом отдельном случае.

Примером сложного сценария является бурение шельфовой скважины в море Бофорта. Последняя попытка пробурить скважину в море Бофорта вызвала проведение экологической

309

экспертизы в соответствии с ОСИ и привела тому. что правительство и отрасль потратили большие усилия на определение пределов ответственности через орган под названием «Координационный комитет по морю Бофорта» (ККМБ). Одним из продуктов работы комитета была методика оценки «наихудшего сценария» при бурении скважин на арктическом шельфе. Комитет попытался определить верхнюю границу финансовой ответственности компании, поскольку, согласно ОСИ, режим ответственности является абсолютным и предела не имеет. ККМБ определил, что бурение скважины на шельфе моря Бофорта может нанести ущерб в размере свыше 500 миллионов долларов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Федеральное правительство, а в конечном счете налогоплательщик, будет нести любую ответственность, если этого не сможет сделать оператор. Таким образом, чтобы ограничить вероятность ответственности, любой получивший разрешение оператор должен предоставить легко доступный источник средств, которые могут быть использованы для удовлетворения претензий третьих сторон, а также ясно продемонстрировать минимальную чистую стоимость или соответствующую страховку, равную сумме вероятной ответственности. Компании должны показать, что они имеют финансовые возможности покрыть совокупную ответственность за счет сочетания различных инструментов, включая страховку, прошедшие аудит финансовые отчеты, обеспеченные облигации, аккредитивы и т. д.

НЭС вместе с промышленностью, правительственными органами и другими заинтересованными сторонами рассматривает сегодняшние требования по ответственности с целью прояснения и упрощения процесса и одновременно с целью обеспечения постоянной защиты окружающей среды и традиционных укладов жизни.

310

ТЕКСТ № 10

PETROLEUM OPERATORS' LIABILITY

FOR E>VIRO>ME>TAL DAMAGE

I> THE >ORTH9

Introduction

The settling of land claims between the Canadian federal government and aboriginal groups in the north has provided an opportunity for both parties to become more involved in a number of issues related to oil and gas exploration on aboriginal lands. Some of the more controversial of these issues relate to companies' legal liability, and demonstration of financial responsibility for, environmental damage. The Inuvialuit Final Agreement illustrates how these issues have been handled in a modern Canadian land claims agreement.

The Inuvialuit Final Agreement (IFA) became law in 1984, following six years of negotiations between the Committee for Original People's Entitlement (COPE), which represented the Inuvialuit people, and the federal government. The area covered by the agreement is vast and includes the Canadian portion of the Beaufort Sea as well as the delta of the Mackenzie River. As a result of the IFA the Inuvialuit gained legal ownership of approximately 30,000 square miles of surface land and 5,000 square miles of subsurface land. Accordingly, the oil and gas industry now must deal with new, aboriginal owners to gain access to, or cross, these lands.

The Inuvialuit Final Agreement helped to provide certainty to northern groups about resource development, and also enabled the Inuvialuit to become equal and meaningful participants in the northern and national economy. It also helps to preserve and protect the Arctic wildlife, environment and biological productivity. In order to achieve this result the IFA puts in place an environmental assessment process (EIA) process. One of the issues that must be ad-

9 This paper was prepared by George McCormick, Senior Environmental Advisor, Indian Affairs and Northern Development, Ottawa, Ontario, Canada.

311

dressed by this process is the maximum amount for which an oil and gas company will be held liable in the event of an oil spill.

Relationship between EIA and assessment of financial liability

Part of the Inuvialuit Final Agreement is devoted to the prevention of wildlife losses, and to the restoration of wildlife and its habitat and to compensation to the Inuvialuit people in cases where wildlife losses occur as a result of development. The Agreement seeks to prevent wildlife losses by requiring that every proposed development that is «likely to cause a negative environmental impact» be examined by a screening committee composed of federal, territorial and Inuvialuit representatives, as set up under the IFA. This committee must determine whether the proposed development, «could have a significant negative impact on present or future wildlife harvesting». Proposed developments that are of concern to the committee may then be referred to the Inuvialuit Environmental Impact Review Board (EIRB), also established by the Agreement, for an environmental impact assessment.

Upon completion of its assessment, the EIRB is required to make recommendations to the government body responsible for the regulation of operations regarding two matters. The EIRB is to recommend «terms and conditions relating to the mitigative and remedial measures that it considers necessary to minimize any negative impact on wildlife harvesting» that would be caused by the proposed development. It is also to make a recommendation regarding «an estimate of the potential liability of the developer [operator], determined on a worst case scenario…» The government is not required to abide by recommendations made by the EIRB. However, it cannot issue approvals allowing a project, such as a drilling program, to proceed until the EIA recommendations issued by the EIRB have been addressed.

The Agreement recognizes that, in order for these environmental protection measures to be effective, an operator whose proposal is approved subject to certain conditions must be financially in a position to satisfy those requirements. Accordingly, the Agreement requires that before projects be approved the «financial re-

312

sponsibility» of the operator must be demonstrated. Government is authorized by the Agreement to require the relevant company or companies to show that sufficient funds will be available if damage does occur. A variety of financial instruments may be used: «a letter of credit, guarantee or indemnity bond or any other form satisfactory to the government authority».

Liability Issues

In 1990 the Inuvialuit Environmental Impact Review Board (EIRB) reviewed a drilling program proposed by Gulf Canada for the Beaufort Sea. The Board recommended to the federal regulator that this drilling program not be approved, partly as a result of concerns related to government preparedness for an oil spill resulting from an oil well blowout in the Beaufort. Memories of the Exxon Valdez oil tanker spill of 1989 at Valdez, Alaska, were fresh in the minds of all Canadians, and especially northern aboriginals, who depend on the marine life for much of their traditional diet.

The EIRB also made recommendations concerning Gulf's liability and financial responsibility for this proposed well. As a result of the Environmental Impact Review Board recommendations, and especially in response to concerns related to government preparedness to deal with an oil well blowout, the Minister of Indian Affairs and Northern Development (DIAND) established a committee (called the «Beaufort Sea Steering Committee») to deal with a number of issues, including liability and financial responsibility.

In 1991 an analysis of liability and financial responsibility was carried out under contract by the Canadian Institute of Resource Law (CIRL) on behalf of DIAND. CIRL was asked to address the federal government's position in case of an incident such as a blowout in the Beaufort Sea. Specifically, CIRL was asked whether the present liability scheme met the civil liability obligations stemming from the Inuvialuit Final Agreement.

The results of the review indicated that at least three statutory civil liability schemes were applicable in the Beaufort Sea. These were found in the Canada Oil and Gas Operations Act, the Arctic Waters Pollution Prevention Act, and the Fisheries Act. The next step in the research was to determine whether the safety net pro-

313

vided by the above three Acts satisfied the requirements of the IFA which have been described briefly above.

The federal government agreed with the Inuvialuit that, where it is established that actual wildlife harvest loss or future harvest loss was caused by development, the liability of the operator is absolute. The federal government «backstops» — that is, guarantees — the absolute liability of operators for remedial and mitigative measures. The operator is therefore liable for compensation to the Inuvialuit for the cost of mitigative and remedial measures. It is therefore the federal government's responsibility to determine the level and type of security instruments that will be required from operators to demonstrate that they will be able to pay for restoration of wildlife and habitat and compensation to the Inuvialuit should the need arise.

In respect of compensation to hunters and trappers, the federal government does not «backstop» the operator's liability. However, the federal government requires that petroleum operators post a $15 million letter of credit for wildlife compensation purposes.

While the federal government acknowledged that liability can be limited, it also acknowledged that limits must be established on a case by case basis, and that these limits must be based on a worst- case-scenario. In addition, the proof of financial responsibility must match the limit established in the worst case scenario. However, there is discretion on the form of security instruments that would normally be required.

At present, the federal government already requires that companies submit instruments of financial responsibility to meet various statutory requirements. These include:

-$40 million under the Arctic Water Pollution Prevention Act;

-$500 million under the Canada Oil and Gas Drilling Regulations to ensure that operators terminate wells and leave the drilling site in satisfactory condition and are able to meet any financial responsibilities that may arise as a result of drilling;

-$5 million for compensation purposes under the Inuvialuit Final Agreement; and

-$20 million under the Canada Agreement for transboundary pollution.

314

In total, $565 million could be required by a developer for compensation purposes in the event of an incident while carrying out an exploratory drilling program in the Beaufort Sea.

Sharing the Risk

As the federal government has agreed to share the risk associated with drilling in the Beaufort Sea, it determines what type of security instruments will be required for a particular drilling program on a case-by-case basis. In addition, the federal government puts in place the statutory scheme necessary to ensure that the government can recover costs and expenses as required.

DIAND is presently working on a number of issues, including policy decisions required to put into legislation a scheme which will ensure that the federal government can recover costs and expenses from companies whose operations result in damage with as little effort as possible.

>ext Steps

We are in the process of developing guidelines to cost «worst case scenarios» for the purposes of establishing limits of absolute liability. A formula to estimate costs associated with the taking of remedial and mitigative measures has been developed through the Beaufort Sea Steering Committee, and could be used as a basis for these guidelines.

In the interim, we have recommended that proponents proposing to drill in the Beaufort Sea submit a cost estimate for a worst case scenario, together with their submission to the Environmental Impact Review Board and appropriate federal regulators. This estimate will likely be based on the methodology developed by the Beaufort Sea Steering Committee.

Conclusion

The settling of land claims has provided an opportunity for northerners to essentially control their destiny and benefit from resource development, including oil and gas exploration and development. Concerns related to the protection of these lands as a result of an incident such as a blowout or spill are certainly valid. Ade-

315

quate protection measures, including those which set out operators' legal liability for environmental damage and duties to demonstrate financial responsibility, must be in place prior to the approval of drilling programs.

The recent work carried out to review the liability and financial responsibility of petroleum operators in the Beaufort Sea, in addition to the development of guidelines to cost a worst case scenario, will assist in establishing limits of absolute liability for future operators in Canada's north. It is also hoped that the results of this work will be of interest to other countries such as Russia, who may face similar concerns about liability and financial responsibility related to oil and gas exploration and development.

316

ТЕКСТ № 11

ФИНАНСОВАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ЗА НАНЕСЕНИЕ УЩЕРБА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЕ10

Введение

Считается и всегда считалось, что деятельность по добыче нефти и газа сопряжена с риском нанесения ущерба окружающей среде. Также ясно и то, что такой ущерб возрастёт в несколько раз, случись он на Севере или в море в зоне континентального шельфа. Наглядным примером размеров такого ущерба явилась катастрофа танкера «Эксон Вальдиз» у берегов Аляски в 1989 году, когда за борт вылилось 11 миллионов галлонов (около 262.000 баррелей или 41.900 кубометров) нефти. Согласно подсчётов, ликвидация разлива обошлась в сумму порядка 2 миллиардов долларов США. Общественность Канады, правительства и особенно аборигены северных районов заявили о необходимости законодательного закрепления того, что если такая катастрофа произойдёт в Канаде, то нефтегазодобывающие компании, виновные в нанесении ущерба, будут обязаны по закону оплатить работы по ликвидации последствий аварии.

Нормативно-правовая база

а. В районах Севера Существует целый ряд федеральных законов Канады, по

которым нефте- и газодобывающие компании несут юридическую ответственность за ликвидацию экологических последствий, вызванных их деятельностью па севере страны: это законы «О добыче нефти и газа», «О предупреждении загрязнения арк-

10 Настоящий доклад подготовлен Джэнет Кипинг, Научным сотрудником и Директором программ по России Канадского института Природоресурсного права, Калгари, Альберта, Канада. Частично за основу доклада взяты материалы предыдущих семинаров, подготовленные Джорджем Маккормиком из Министерства по делам индейцев и освоению Севера, Оттава, Онтарио, Канада.

317