:
Merci, monsieur le président.
Je pense que nous avons distribué le texte de notre présentation. Le but de ma présentation est de vous donner un aperçu de l'industrie du raffinage du pétrole. Je décrirai d'abord le processus de raffinage comme tel, ensuite je donnerai au comité un aperçu de l'industrie du raffinage du pétrole au Canada, et enfin je décrirai les facteurs qui ont une incidence sur l'investissement dans le secteur du raffinage.
[Traduction]
Encore une fois donc, je vais vous présenter en gros ce qui se trouve dans le document d'information.
Comme on peut le voir sur la diapo, en simplifiant le processus à l'extrême, on peut dire que le raffinage consiste essentiellement à faire bouillir le pétrole brut. Comme on le voit, le processus de raffinage vise à modifier et à restructurer les molécules, à standardiser le produit et à éliminer les contaminants. C'est une simplification à l'extrême, mais c'est en gros en quoi consiste le raffinage. On fait bouillir le pétrole brut, les vapeurs sont condensées dans une haute colonne de distillation et différents composants en sont retirés lorsqu'ils se condensent à chaque niveau dans la colonne à différentes températures. Vous pouvez voir, par exemple, que l'essence sort en haut, et que l'huile lubrifiante, la paraffine et l'asphalte, qui sont des produits plus lourds, sortent en bas. Entre les deux, il y a d'autres produits.
Il s'agit, bien sûr, d'une simplification à l'extrême, mais c'est essentiellement en quoi consiste le processus de raffinage. Je vais laisser le soin à Peter Boag de l'ICPP de vous donner les détails techniques, car cela relève de l'industrie.
La diapo suivante montre simplement que la quantité des différents produits provenant d'un baril de pétrole brut peut varier, selon les procédés de traitement utilisés par les raffineries. Elles peuvent produire plus ou moins d'essence ou plus ou moins de diesel, par exemple, selon les procédés de raffinage.
Ensuite, on procède à la conversion. Pour ce faire, on change la structure chimique des produits pour les séparer en les chauffant à haute température et en provoquant des réactions chimiques. On élimine également les impuretés comme le soufre et l'azote pour satisfaire aux exigences réglementaires et saisonnières.
Plus le pétrole qu'elles raffinent est lourd, plus les raffineries ont besoin d'installations complexes et plus celles-ci coûtent cher à construire et à faire fonctionner. Les raffineries qui transforment du pétrole brut sont donc plus grandes et plus coûteuses que celles qui transforment du pétrole brut léger.
Les raffineries sont souvent de conception différente, suivant la technologie existante et les prévisions des besoins du marché à l'époque de leur construction. Les raffineries s'adaptent au marché. À titre d'exemple, les raffineries nord-américaines sont habituellement construites pour produire plus d'essence et moins de diesel, parce que nos besoins en essence prédominent. En Europe, c'est le contraire. Les raffineries sont construites pour produire plus de diesel et moins d'essence.
Voilà donc comment fonctionnent les raffineries. Elles peuvent faire varier la quantité des différents produits qu'elles raffinent, selon les procédés utilisés.
La diapo suivante vise simplement à montrer que même si nous avons un marché intégré en Amérique du Nord, le pétrole brut utilisé au Canada provient de deux sources différentes. Les raffineries de l'Ouest canadien utilisent du pétrole brut canadien, et la région produit la majorité du pétrole brut utilisé par les raffineries canadiennes qui est transporté jusqu'à Sarnia, dans le sud de l'Ontario, et Vancouver. Les raffineries ontariennes utilisent maintenant essentiellement du pétrole brut canadien — environ 85 p. 100 en 2011, mais elles utilisent aussi un peu de pétrole brut importé en provenance de la côte Est. Le brut importé, qui correspond au 15 p. 100 restant, provient du Dakota du Nord, à hauteur de 4 p. 100, ainsi que de la Norvège, de l'Angola et de la Guinée équatoriale, à hauteur d'environ 11 p. 100.
En ce qui a trait aux produits raffinés, les produits sont acheminés des raffineries à des terminaux de différentes façons, notamment par oléoduc, train, camion-citerne, et dans l'Est, par navire pétrolier. Les raffineries de l'Ouest approvisionnent en tout type de produits la région allant de Vancouver à Thunder Bay, ainsi que les territoires. En plus d'approvisionner les marchés locaux, les raffineries du sud de l'Ontario acheminent aussi leurs produits à Sault Ste. Marie dans le Nord de l'Ontario.
Sur la diapo suivante, on voit que la situation est différente dans l'Est. Dans cette région, les raffineries utilisent du brut qui provient des installations extracôtières au large de Terre-Neuve, dans des proportions de 15 p. 100, ou encore qui est importé, dans des proportions de 85 p. 100, de pays comme l'Algérie, le Nigeria, le Royaume-Uni — la mer du Nord — et la Norvège, à bord de pétroliers jusqu'à Halifax, Saint John, ou Come By Chance.
Au Québec, les raffineries utilisent du pétrole brut importé qui est livré à Lévis par de petits pétroliers, ou qui arrive à Portand, dans le Maine, à bord de grands pétroliers, puis qui est acheminé dans le pipeline Portland-Montréal. Il y a un pipeline qui se rend, encore une fois, jusqu'à Montréal. Je crois qu'il y a environ 600 000 barils par jour qui transitent du Maine vers Montréal.
Le fait que le Canada soit aujourd'hui un exportateur net de produits raffinés est un signe de la compétitivité du secteur du raffinage. En 2010, nous avons importé 223 000 barils de produits raffinés par jour, principalement au Québec et au Canada atlantique, et nous avons exporté pendant la même période 419 000 barils de produits raffinés par jour, principalement dans les États de la Nouvelle-Angleterre. Certaines raffineries dans l'est du Canada, encore une fois, importent du brut, le traitent, et l'expédient ensuite sur les marchés de la Nouvelle-Angleterre.
Deux des trois raffineries au Canada atlantique approvisionnent les marchés locaux, mais aussi les régions de l'Arctique et de la baie d'Hudson, de même que le littoral, comme je viens de le mentionner.
Les installations situées à Québec et à Montréal approvisionnent par l'entremise du pipeline Trans-Nord certaines des régions les plus éloignées du Nord québécois et parfois certaines régions de l'Arctique, ainsi que le corridor qui longe le fleuve St-Laurent entre l'est de l'Ontario et la péninsule gaspésienne. Dans le Nord canadien, approvisionné principalement par navire, le calendrier de livraisons est parfois très restreint en raison des conditions météorologiques. Un bateau saisonnier, comme on l'appelle, est utilisé pour acheminer les produits raffinés dans la région.
La diapo suivante porte sur la situation de l'industrie aujourd'hui.
Le Canada compte actuellement 15 raffineries de pétrole qui sont exploitées par 9 entreprises. Elles produisent toute la gamme des produits pétroliers, notamment de l'essence, du diesel et du carburéacteur. Quatre raffineries partielles produisent de l'asphalte ou des produits pétrochimiques: deux produisent de l'asphalte et sont situées à Moose Jaw et à Lloydminster, et deux produisent des produits pétrochimiques et sont situées à Mississauga et à Sarnia. Imperial Oil, Shell et Suncor exploitent plus d'une raffinerie au pays.
Il faut souligner que le secteur du raffinage subit une rationalisation importante depuis les années 1970. Dans les années 1970 et 1980, la rationalisation s'est faite en raison de la chute de la demande liée aux chocs de prix, ce qui a forcé les constructeurs automobiles à mettre au point des véhicules plus économes en combustibles. La demande s'est rétablie par la suite et la relance du marché a favorisé non pas la construction de nouvelles raffineries, mais l'agrandissement des raffineries existantes pour augmenter la capacité.
La capacité totale de raffinage au pays est plus élevée aujourd'hui avec 15 raffineries qu'elle ne l'était dans les années 1960 avec 44. En d'autres mots, même si certaines raffineries ferment et que leur nombre diminue au pays, la capacité de production de celles qui restent augmente, et c'est ce qui explique que nous avons plus de capacité aujourd'hui que dans les années 1960. Au cours des dix dernières années, par exemple, notre capacité totale est demeurée stable même si deux raffineries ont fermé leurs portes.
La diapo suivante porte sur un sujet que Peter Boag vous expliquera sans doute plus en détail.
[Français]
Les taux d'utilisation des raffineries ont dépassé la barre des 90 p. 100 au début de la dernière décennie, mais depuis la récession de 2008, ils sont descendus à 80 p. 100 en Ontario et dans l'Ouest canadien, et à 84 p. 100 dans le Canada atlantique et au Québec. Les taux d'utilisation des raffineries de l'Ouest canadien pour 2011 ont été légèrement influencés par des problèmes de disponibilité d'hydrogène, un incendie dans une raffinerie et d'autres problèmes mineurs de maintenance.
L'industrie vise un taux d'utilisation de 94 ou 95 p. 100, ce qui maximise l'efficacité des opérations tout en permettant la maintenance habituelle et les remises en état saisonnières. Cela veut dire que, présentement, les raffineries travaillent à un niveau plus bas que le niveau idéal.
[Traduction]
Les deux diapos suivantes portent sur l'emplacement des raffineries et des usines, un sujet que nous avons abordé un peu plus tôt.
L'emplacement des raffineries et des usines dépend de cinq facteurs. Au Canada, nous avons un système basé sur le marché, et c'est donc le marché qui motive les décisions.
Le premier facteur est le coût d'investissement lié à une nouvelle usine de traitement ou raffinerie. L'Amérique du Nord étant en fait un seul marché intégré, les entreprises ne procèdent pas à des investissements sans tenir compte d'autres facteurs. La côte du golf aux États-Unis compte 58 raffineries en activité qui ont une capacité de raffinage équivalant à 50 p. 100 de la capacité aux États-Unis, ainsi qu'une capacité non utilisée de traitement du pétrole brut lourd importante. Une raffinerie coûte très cher. Comme les coûts de construction peuvent varier entre 5 et 15 milliards de dollars, il est beaucoup plus économique de mousser la capacité d'une raffinerie existante ayant une capacité inutilisée que d'en construire une nouvelle.
Les raffineries de la côte du golf aux États-Unis n'ont besoin que de faibles investissements pour pouvoir traiter le bitume dilué qui provient des sables bitumineux. À l'heure actuelle, les approvisionnements provenant principalement du Mexique et du Venezuela sont en baisse et doivent être remplacés, et c'est ce qui augmente la demande en pétrole brut lourd comme celui qui provient des sables bitumineux, qui réduit l'écart de prix et qui diminue l'importance de procéder à de nouveaux investissements importants pour le moment. C'est l'une des raisons à l'origine du projet de pipeline Keystone XL: la baisse de l'approvisionnement provenant du Mexique et du Venezuela pour les raffineries de la côte du golf des États-Unis, qui sont déjà équipées pour traiter du pétrole brut lourd. Ce sont les raisons économiques à l'origine de ce projet.
Le deuxième facteur est l'écart de prix. Si le prix du pétrole brut additionné au coût du raffinage n'est pas beaucoup plus bas que le prix des produits pétroliers raffinés, l'incitatif n'est pas très grand. Il en va de même pour une usine de traitement. Si le prix du bitume brut additionné au coût du traitement n'est pas plus élevé que le prix du brut classique, l'incitatif encore une fois n'est pas très grand. Une entreprise qui cherche un avantage économique cherche essentiellement à maximiser les retombées de ses investissements, et cette logique percole jusqu'au marché.
L'écart de prix moyen a fluctué considérablement entre le prix du brut — raffiné et traité — et le coût réel des produits raffinés au cours des années. C'est ce qui motive les décisions d'investir ou non.
Dans la diapo suivante, nous verrons où se trouve la capacité d'utilisation à l'heure actuelle en raison de ces facteurs.
Le troisième facteur est la contamination. Les raffineries servent habituellement des marchés régionaux, mais elles servent aussi des marchés lointains en expédiant le produit par navire. Le transport du brut ne donne pas lieu aux mêmes problèmes de contamination que le transport des produits raffinés. Le transport sur une longue distance de produits pétroliers raffinés dans des pipelines servant au transport de différents produits peut accroître, par exemple, la teneur en soufre des produits, ce qui nécessitera un traitement correctif coûteux à destination. Ainsi, ceux qui doivent expédier leurs produits par pipeline sur une longue distance préfèrent souvent expédier du brut et le raffiner près du marché. Les aéroports, par exemple, ont souvent des pipelines dédiés les reliant à une raffinerie locale pour les approvisionner en carburéacteur. Au Canada, c'est le cas notamment des aéroports de Vancouver, d'Edmonton, de Calgary, de Toronto et de Montréal.
Le quatrième facteur est l'infrastructure de distribution. Il est plus facile et moins cher de transporter dans un pipeline un seul produit que d'en transporter plusieurs en lots ou encore d'avoir des pipelines dédiés distincts. Lorsqu'on expédie du brut, on expédie un seul produit; lorsqu'on expédie des produits raffinés, on expédie une multitude de produits. L'intrant pour une raffinerie est le brut, alors que les extrants sont souvent l'essence, le diesel et le carburéacteur. Il est donc plus compliqué et plus coûteux de transporter une multitude de produits raffinés sur une longue distance jusqu'aux consommateurs qui se trouvent à de multiples destinations finales.
Le cinquième facteur est les caractéristiques des carburants et les exigences saisonnières. On touche ici à un point intéressant que la plupart des automobilistes ignorent: les caractéristiques des carburants sont très rigoureuses et adaptées au climat où ils seront utilisés. L'essence utilisée dans un climat tempéré est différente de celle utilisée dans un climat froid, et dans une même région, les caractéristiques vont changer en fonction des saisons. Ainsi, le fait de transporter du pétrole brut plutôt que des produits raffinés donne plus de souplesse aux fournisseurs pour répondre à la demande saisonnière, soit du mazout domestique ou de l'essence.
Nous allons maintenant passer au résumé pour avoir un portrait global de la situation.
[Français]
On peut dire que les raffineurs de l'ouest du Canada et du sud de l'Ontario s'approvisionnent surtout de pétrole brut de l'Ouest canadien tandis que les raffineurs de l'est du Canada utilisent principalement du pétrole brut de la côte est du pays ainsi que du pétrole brut importé.
Aujourd'hui, nos raffineries sont moins nombreuses mais plus importantes et plus efficaces qu'il y a 50 ans. Le Canada raffine plus de produits pétroliers qu'il n'en consomme, ce qui fait de lui un exportateur net, tant sur le plan des produits pétroliers que sur le plan du pétrole brut.
Le Canada arrive au troisième rang mondial pour l'importance de ses réserves de pétrole brut. Au fur et à mesure que la production augmente, il est probable que la quantité de pétrole brut canadien raffiné en Amérique du Nord continuera d'augmenter.
Bonjour, monsieur le président et mesdames et messieurs les membres du comité. Je suis heureux d'être ici aujourd'hui pour vous présenter nos points de vue sur l'étude du comité qui porte sur les pipelines et le raffinage. J'ai le plaisir d'être accompagné par Carol Montreuil, qui est vice-présidente de notre division de l'Est du Canada.
Les membres de l'ICPP jouent un rôle clé dans la chaîne de valeur de l'énergie au Canada et font une importante contribution à de nombreux secteurs de l'économie canadienne. Vous conviendrez tous, sans doute, que les carburants de transport sont un facteur essentiel des activités sociales et économiques des Canadiens. Ils permettent le déplacement des personnes et des biens partout au pays.
Notre exposé, ainsi que d'autres documents pertinents, se trouvent dans la trousse qui vous a été distribuée. Ce matin, je mettrais l'accent sur les principaux éléments de notre exposé et sur quatre thèmes. Le premier est un aperçu de l'état actuel du secteur du raffinage au Canada, qui viendra bonifier les renseignements fournis par M. Corey.
Le second est la différence entre les usines de valorisation du bitume et les raffineries de produits pétroliers. Je pense en effet que la plupart des gens confondent ces deux notions. Le troisième porte sur la comparaison des défis ou des occasions rencontrés sur le marché par les raffineurs et les producteurs de sables bitumineux. Le dernier thème est le rôle que peuvent jouer les décideurs publics dans la promotion d'un secteur du raffinage viable et concurrentiel au Canada.
D'abord, l'aperçu. Les membres de l’ICPP offrent des produits pétroliers de qualité et fiables aux Canadiens depuis plus d'un siècle. Notre industrie contribue actuellement 2,5 milliards de dollars au PIB du Canada, emploie 17 500 travailleurs de raffineries professionnels, instruits et bien payés. Il y a 19 raffineries dans huit provinces canadiennes. Leur capacité de production combinée est d’environ deux millions de barils par jour. Les membres de l’ICPP exploitent 16 de ces raffineries. Pour compléter la chaîne de valeur, on compte au Canada 70 dépôts de distribution et quelque 12 000 stations-service qui emploient 82 000 travailleurs.
Les raffineurs produisent de l'essence, du diesel et des carburants aviation, de même que du mazout domestique et des produits de base importants pour l'industrie pétrochimique. Certains membres de l'ICPP jouent un rôle important dans la production de biocarburants, et presque toutes les raffineries et tous les producteurs de pétrole jouent maintenant un rôle dans leur distribution.
Comme l'a mentionné M. Corey, le Canada est autosuffisant en produits pétroliers raffinés et un exportateur net de ces produits. Le secteur du raffinage au Canada exporte environ 20 p. 100 de sa production, soit environ 400 000 barils par jour, principalement vers les États-Unis et surtout depuis le Québec et les provinces de l'Atlantique. La proximité géographique avec l'important marché du nord-est des États-Unis et la capacité d'expédier par voie maritime ou sur de courtes distances sont les facteurs clés qui rendent possibles ces exportations.
Le raffinage est, par ailleurs, un secteur capitalistique, comme l'a mentionné encore une fois M. Corey. C'est l'un des secteurs les plus capitalistiques de notre économie. En effet, la construction d’une nouvelle raffinerie coûterait aujourd'hui plus de 7 milliards de dollars, sans compter le coût d’acquisition du terrain. Bien qu’aucune nouvelle raffinerie n’ait été construite au Canada depuis environ 25 ans, on a investi plus de 40 milliards de dollars dans les raffineries canadiennes depuis 1980, ce qui inclut l'augmentation de la capacité dont M. Corey a déjà parlé. Il s'agit aussi d'initiatives d'amélioration continue pour rehausser l’efficacité opérationnelle, permettre le raffinage de bruts plus lourds et, bien sûr, améliorer le bilan environnemental.
Au cours des 10 dernières années, on a investi au total 8 milliards de dollars dans les seules améliorations du bilan environnemental. Actuellement, les raffineurs de l’ICPP investissent collectivement près de 3 milliards de dollars par année pour préserver leur compétitivité dans un marché mondial de plus en plus exigeant pour les produits pétroliers raffinés.
Les raffineries canadiennes sont efficaces, mais ne sont pas grandes si on les compare à celles du reste du monde. Leurs activités souffrent d'un désavantage du point de vue de la taille et de la complexité par rapport aux raffineries américaines, et d'un désavantage encore plus grand par rapport aux nouvelles super-raffineries situées en Asie. Par exemple, une seule raffinerie en Inde, une seule, a une capacité égale à 60 p. 100 de toute la capacité canadienne de produits raffinés, soit une capacité de production de 1,2 million de barils par jour, comparativement à la capacité de production du Canada, avec 19 raffineries, de 2 millions de barils.
En général, les conditions économiques dictent que les raffineries soient situées près des marchés de consommation. Comme vous l'a dit M. Corey, le transport de produits finis tels que l'essence, le diesel et le carburant aviation, en particulier sur de grandes distances par voie terrestre, est plus cher et moins efficace du point de vue logistique que le transport du pétrole brut.
C'est là un thème commun pour bien des marchandises qui font l'objet d'un commerce mondial. Au Canada, nous exportons beaucoup de blé, mais pas de produits de boulangerie. Nous importons certes de grandes quantités de grains de café, mais pas de café préparé. C'est donc une situation courante avec bien des marchandises.
Toutefois, les économies d'échelle des grandes raffineries dont j'ai parlé et l'accès au transport océanique minimisent substantiellement les obstacles économiques au transport des produits finis vers des marchés éloignés. Cela pose donc d'importants nouveaux défis concurrentiels pour les raffineurs canadiens et rehausse l'importance de l'efficacité et de la compétitivité à l'échelle mondiale.
Une part importante de l'efficacité des raffineries réside dans leur fonctionnement à pleine capacité, ou presque. L'utilisation optimale de la capacité se situe au-dessus de 90 p. 100, et préférablement à près de 95 p. 100. Actuellement, il y a un excédent de capacité de raffinage et une utilisation moins qu'optimale dans toute l'Amérique du Nord. Selon les plus récents chiffres de l'Office national de l'énergie, les taux d'utilisation de la capacité au Canada dépassaient à peine 80 p. 100 en 2010 et 2011.
Dans ce contexte d'utilisation insuffisante de la capacité dans toute l'Amérique du Nord depuis plusieurs années, on a assisté à plusieurs regroupements et fermetures de raffineries. Une raffinerie a d'ailleurs fermé au Canada il y a quelques années. On a récemment fermé ou mis hors service trois raffineries sur la côte Est des États-Unis. Il y a deux semaines, une grande raffinerie des îles Vierges américaines a annoncé qu'elle cesserait ses activités le mois prochain. Voilà qui témoigne bien du genre d'environnement dans lequel nous évoluons actuellement.
Par ailleurs, il existe une certaine confusion quant à la nature et aux rôles respectifs des raffineries et des usines de valorisation du bitume. On utilise souvent ces deux termes de façon interchangeable. Je veux toutefois préciser que les raffineries de produits pétroliers et les usines de valorisation du bitume ne sont pas nécessairement la même chose. Les raffineries sont construites et configurées pour le traitement du pétrole brut — du brut lourd au brut léger, du brut acide au brut non corrosif et maintenant au synthétique — pour en faire des produits comme l'essence, le diesel, le carburant aviation et le mazout domestique. Elles sont généralement beaucoup plus complexes qu'une usine de valorisation du bitume en raison de la nature des différents produits qu'on peut y fabriquer.
Comme M. Corey vous a déjà bien expliqué le processus de raffinage, je ne vais pas répéter tout cela. Je veux seulement insister sur le fait qu'il n'y a pas deux raffineries dont la conception et la réalisation soient identiques. Elles ont bien en commun un certain nombre de caractéristiques et de processus (par exemple la distillation et le craquage) et utilisent des technologies de pointe similaires, mais chacune a sa propre configuration de raffinage et ses unités de traitement distinctes.
En général, la configuration de la raffinerie et les unités de traitement utilisées sont déterminées par le pétrole brut à traiter ainsi que par la combinaison de produits désirée, qui varie en fonction de la demande sur le marché local. Il s'agit bien évidemment d'une situation qui n'est pas statique. Parmi les autres facteurs qui influent sur les configurations de raffinage, mentionnons les exigences technologiques au moment de la construction et la manière dont la raffinerie a évolué au fil du temps pour s'adapter aux changements du marché ou à la transformation du cadre réglementaire en matière d'environnement.
Il n'y a donc pas deux raffineries semblables. De fait, elles peuvent être considérablement différentes.
Les usines de valorisation du bitume sont spécialement conçues et configurées pour produire une charge d'alimentation constituée à 100 p. 100 de bitume dilué. C'est une forme de pétrole brut dont les propriétés physiques et chimiques ne permettent généralement pas son utilisation comme charge d'alimentation pour une raffinerie. La valorisation est donc le processus intermédiaire grâce auquel on transforme le bitume en pétrole brut synthétique de haute valeur, adéquat comme charge d'alimentation pour certaines raffineries de produits pétroliers. Alors, bien qu'une usine de valorisation du bitume puisse faire appel à certains des mêmes processus qu'on utilise dans une raffinerie, elle est configurée de manière différente pour relever les défis particuliers posés par la forte viscosité, ainsi que par les propriétés physiques et chimiques extralourdes du bitume.
Cette distinction est rendue plus complexe par le fait que les limites entre les opérations et les processus d'une raffinerie et d'une usine de valorisation ne sont pas très claires. Il n'existe pas de démarcation nette permettant de savoir que l'on a affaire à une usine de valorisation ou à une raffinerie. Certaines raffineries peuvent traiter du bitume et du pétrole lourd, généralement au moyen d'une unité de cokéfaction. Certaines usines de valorisation fabriquent des quantités limitées de produits finis, généralement du diesel. En outre, on peut retrouver une usine de valorisation et une raffinerie au sein de la même installation. Même si la distinction n'est pas très nette, il y a généralement une différence entre les usines de valorisation et les raffineries.
Pour ce qui est des défis et des occasions du marché, il va de soi que les raffineurs et les producteurs de sables bitumineux du Canada vivent dans des mondes très différents. De toute évidence, le secteur amont de l'industrie des sables bitumineux représente un extraordinaire catalyseur pour la croissance économique du Canada. On prévoit que la demande mondiale croissante de pétrole brut, en particulier de la part des économies en développement, continuera à augmenter au cours des 25 prochaines années et par la suite. Cela crée d'attrayantes occasions d'exportation pour le secteur pétrolier amont du Canada. D'un autre côté, on s'attend à ce que la demande nord-américaine de produits pétroliers raffinés demeure à peu près inchangée au cours de la même période. Ce fait et les défis qu'il représente pour les raffineurs canadiens ont été mis en évidence dans un récent rapport du Conference Board du Canada. Vous trouverez ce rapport dans votre trousse.
Le fait que la demande pour les carburants pétroliers a probablement atteint, ou presque atteint, un sommet en Amérique du Nord pourrait en surprendre certains. C'est pourtant un phénomène dont on a fait l'expérience dans la quasi-totalité des pays de l'OCDE où les facteurs démographiques, les systèmes de transport arrivés à maturité, les nouveaux règlements concernant l'efficacité énergétique des véhicules, ainsi que la pénétration croissante du marché par les carburants de transport de remplacement, dont les biocarburants et le gaz naturel, et les véhicules électriques se combinent pour annuler toute croissance de la demande d'énergie globale pour le transport pour les 25 à 30 prochaines années.
Pour revenir à ce qu'on disait précédemment, c'est aussi un fait que la capacité de raffinage de produits nord-américaine dépasse la demande. De plus, le marché nord-américain des produits raffinés est de plus en plus exposé à la concurrence que représente la nouvelle capacité d'approvisionnement mondial, en particulier dans les économies en développement de l'Inde et de la Chine, où d'énormes superraffineries fonctionnent déjà ou sont en cours de construction.
Dans ce contexte, l'expansion de la capacité de raffinage au Canada est une proposition difficile à vendre. Il est ardu de justifier une dépense de 7 milliards de dollars pour une nouvelle raffinerie lorsqu'il y en a déjà un nombre plus que suffisant sur le continent. On peut toutefois comprendre que, en raison de la production croissante due aux sables bitumineux de l'Alberta, l'on s'attende dans certains milieux à ce que la capacité de raffinage de produits du Canada connaisse elle aussi une croissance. Dans ce débat, on oublie ou on ignore toutefois souvent les vérités économiques que sont la réalité d'une demande nord-américaine stagnante ou en décroissance, d'une capacité de raffinage excédentaire et d'une vive compétition des raffineurs outre-mer.
Les facteurs économiques deviennent encore plus graves lorsqu'on prend en considération les réalités géographiques. L'Alberta, lieu d'origine des sables bitumineux, n'a pas accès à la mer et est loin des grands marchés de produits raffinés américains. Des réalités économiques semblables valent pour l'argument selon lequel nous devrions valoriser une plus grande proportion, voire la totalité, de notre production de bitume au Canada. Il est bien certain que nous augmentons notre capacité de valorisation du bitume avec l'arrivée de nouvelles usines. Au fil des ans, des raffineries canadiennes ont modifié leur configuration pour pouvoir valoriser davantage de pétrole cru synthétique ou de bitume dilué, mais il y a une limite. La capacité de valorisation excédentaire sur la côte du golfe du Mexique aux États-Unis, dont M. Corey vous a parlé, demeure un obstacle majeur aux investissements en la matière au Canada.
Parlons enfin du rôle des décideurs pour contribuer à maintenir un secteur du raffinage viable et concurrentiel au Canada. Il va de soi que de saines politiques économiques et une réglementation sage et prévisible sont des facteurs contributifs clés pour ce faire. Selon nous, le succès doit passer par une stratégie efficace, basée sur des arguments scientifiques à l'égard de la mise au point de nouvelles exigences réglementaires qui incluent une rigoureuse et crédible analyse de l'incidence économique et du rapport coût-efficacité. Des structures réglementaires qui sont axées sur les résultats et assurent aux raffineurs suffisamment de flexibilité pour développer et mettre en oeuvre les options les plus économiques pour satisfaire aux exigences réglementaires...
J'en reviens au fait qu'il n'y a pas deux raffineries semblables. Une approche universelle prescrivant aux raffineurs la façon de faire les choses ne peut pas vraiment fonctionner pour nous. Il nous faut une approche réglementaire fondée sur les résultats qui permet aux raffineurs de déterminer la façon la plus rentable de se conformer à la réglementation, compte tenu de la nature et de la configuration de leurs propres raffineries. C'est absolument nécessaire si nous voulons continuer à pouvoir surmonter nos désavantages concurrentiels et d'échelle, surtout par rapport aux raffineurs étrangers.
Par les choix politiques qu'ils font, les décideurs peuvent jouer un rôle important dans la promotion d'un secteur du raffinage canadien compétitif et viable à l'échelle mondiale: ils peuvent contribuer ou nuire à la compétitivité des raffineries canadiennes.
En conclusion, la future taille du secteur du raffinage au Canada dépendra de la capacité de nos raffineurs à se montrer à la hauteur de la concurrence sur un marché planétaire de plus en plus compétitif. Les raffineurs canadiens peuvent-ils réussir à se mesurer à la concurrence pour préserver ou augmenter leur part du marché alors qu'il y a stagnation ou possible décroissance sur le marché continental des carburants? Les raffineurs canadiens peuvent-ils remplacer les sources d'approvisionnement intérieures et extérieures des États-Unis par des exportations canadiennes accrues? Voilà des questions importantes.
En fin de compte, la taille du secteur du raffinage de produits pétroliers au Canada sera déterminée par le marché et par la somme de nombreuses décisions commerciales individuelles influencées par une myriade de facteurs qui incluent les stratégies commerciales, la disponibilité et le coût du brut, les questions de logistique et de relations de travail, la demande de produits et l'accès aux marchés, ainsi, bien sûr, que les politiques et le cadre réglementaire au Canada.
Merci beaucoup. J'ai grand hâte de répondre à vos questions.
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Merci beaucoup. Je suis très heureux d'être ici pour vous présenter quelques réflexions du point de vue recherche et développement.
Je travaille au sein de la Faculté des systèmes énergétiques et des sciences nucléaires. Nous y étudions l'énergie dans la perspective de ses répercussions positives pour la société sur le plan économique et social. Nous nous intéressons donc au pétrole et au gaz en tant que composantes de la chaîne d'approvisionnement énergétique. Ainsi, nous traitons le pétrole et le gaz comme une seule et unique ressource naturelle importante pour le Canada en cherchant toujours à la positionner par rapport aux autres ressources.
Essayons d'abord de cartographier l'approvisionnement énergétique afin de déterminer s'il serait bon d'investir en vue de consolider nos industries pétrolières et gazières en faisant ressortir les motifs pour aller de l'avant et les limites en la matière.
Nous avons d'abord voulu dégager les sources d'énergie à notre disposition, y compris le pétrole et le gaz. Nous avons débuté avec l'aspect génération où l'on retrouve notamment la bioénergie, l'énergie nucléaire, la génération d'hydrogène et les énergies thermique, solaire, éolienne et géothermique.
Si je vous amène un peu plus avant dans le processus, nous avons pu constater qu'il nous est possible de construire des infrastructures de réseau fiables pour le gaz naturel, l'énergie thermique et l'électricité. Il s'agit de savoir comment nous pouvons améliorer la situation lorsqu'on peut compter sur une raffinerie dans une certaine région. Faut-il la mettre à niveau, l'entretenir ou en prolonger la durée de vie utile? Pour répondre à ces questions, il faut se fonder principalement sur deux facteurs qui sont reliés au soutien d'une région par le truchement de ses voies de transport.
J'aimerais d'abord insister sur le fait qu'une évaluation et une planification appropriées de l'avenir de l'industrie pétrolière et gazière doit passer par une détermination des besoins et une comparaison avec d'autres sources d'énergie dans la même région comme à l'échelle internationale.
Il faut ensuite trancher entre pétrole raffiné et pétrole brut, une question primordiale que tous semblent se poser. Je dirais qu'il s'agit de déterminer, en présence de gaz naturel et de pétrole brut, s'il convient d'opter pour la transformation et de miser davantage sur le raffinage. C'est une considération très importante autant pour le marché canadien que pour les marchés mondiaux si nous souhaitons exporter notre pétrole brut.
Pour répondre à cette question, toujours du point de vue de la recherche, nous avons amorcé notre analyse en établissant un modèle définissant les intrants et les extrants pour chacune des entités comme une raffinerie ou un pipeline, en amont ou en aval. Et nous avons essayé d'y intégrer des indicateurs de rendement sous forme de paramètres, qu'ils soient économiques, environnementaux ou même liés à ce que nous appelons dans notre jargon le PHQ, soit le personnel hautement qualifié, qui comprend les ingénieurs de nouvelle génération et d'autres travailleurs de l'industrie. À partir de ce modèle, nous avons tenté d'optimiser et de maximiser les avantages découlant du pétrole et du gaz.
Il s'agit d'un aperçu générique permettant simplement de positionner les ressources pétrolières et gazières. Si nous souhaitons vraiment miser davantage sur cette industrie, on aura besoin d'une formulation chiffrée à partir de ces paramètres pour déterminer que cette approche est vraiment celle qui permet l'optimisation.
Si l'on se penche de manière plus détaillée sur la situation de l'industrie, on constate que le gaz est à l'origine de 16 p. 100 de la production énergétique. L'apport du nucléaire est de 33 p. 100 et celui de l'hydroélectricité se situe à 23 p. 100. Le gaz est donc l'un des éléments importants de l'approvisionnement énergétique au Canada. À la lumière des statistiques que je vous ai fournies, on peut établir une certaine répartition géographique de la production des raffineries en notant, par exemple, qu'elle se situe à environ 18 000 mètres cubes à Terre-Neuve-et-Labrador, et dépasse les 48 000 mètres cubes au Nouveau-Brunswick.
Je vous ai aussi fourni certaines données statistiques que nous avons recueillies auprès de l'industrie pétrolière et gazière en matière de production énergétique. Nous avons tenté d'intégrer ces données à la carte du pays en indiquant, pour chaque région, quels sont les besoins locaux et les facteurs assurant la viabilité.
À partir de ces données, nous avons tenté de déterminer si l'opération était viable à l'échelle locale pour minimiser les transports. Est-il possible de trouver le juste équilibre entre les besoins en transport et la viabilité locale? C'est l'un des éléments que nous avons cherché à analyser. Nous avons conclu que c'était principalement relié aux besoins de chaque région en fonction de l'énergie produite localement. En nous basant sur cette carte et les projections que nous ont communiquées les industries pétrolières et gazières, nous avons déterminé qu'il était primordial d'optimiser l'approvisionnement énergétique à l'échelle locale en fonction des paramètres intrants-extrants de chaque région.
Examinons maintenant le graphique illustrant l'acheminement du pétrole brut. Nous avons les puits. Le pétrole brut et le gaz naturel sont acheminés via les pipelines de collecte vers les installations de transformation. C'est une représentation très simplifiée. Ils passent ensuite dans les pipelines d'amenée, puis dans les pipelines de transport qui sont de plus grande dimension. Ils transitent ensuite dans les réseaux de locaux de distribution, de taille plus réduite, avant d'arriver aux domiciles privés et aux installations industrielles. Nous avons donc tout un réseau. L'infrastructure ne se limite pas à la seule raffinerie: le réseau s'étend de l'extraction jusqu'à l'utilisateur final en passant par les installations de valorisation. Si nous concentrons notre attention uniquement sur les raffineries, nous nous intéressons donc à un seul élément de la chaîne d'approvisionnement.
D'un point de vue général, si nous souhaitons optimiser une raffinerie de manière à maintenir ses capacités et son rendement maximal par rapport aux indicateurs établis, il faut examiner la situation en amont et en aval. Les pipelines de transport sont de grande dimension et parcourent de longues distances. Si nous voulons déterminer de façon éclairée s'il nous faut maintenir les raffineries existantes, les agrandir, en construire une nouvelle, et transporter le pétrole brut ailleurs dans le monde, mais surtout aux États-Unis, il nous faut modéliser ce réseau. Pour effectuer cette modélisation, il faut tenir compte de différents éléments dont les caractéristiques du pétrole, les coûts d'entretien de l'infrastructure, et les coûts et avantages ou la valeur des produits pétroliers et gaziers.
À ce sujet, je me dis toujours qu'il est très important de concevoir un modèle dynamique en fonction de la production actuelle. En y intégrant nos exigences et notre stratégie, nous pourrons mieux peaufiner nos politiques relativement à cette chaîne d'approvisionnement.
J'aimerais maintenant passer à l'extrémité de cette chaîne d'approvisionnement, c'est-à-dire aux produits eux-mêmes. J'ai un graphique simplifié illustrant tout le processus de fractionnement, de distillation ou de raffinage. On y trouve le pétrole brut et ses produits génériques. En définitive, chacun de ces produits a sa propre chaîne d'approvisionnement. Il y a le carburant pour les véhicules ou le transport. Il y a aussi des produits qui servent de carburant pour l'aviation ainsi que du diesel pour les trains. On trouve aussi des produits de lubrification, du mazout, de la graisse et de l'asphalte. Il y a tout un éventail de produits.
Une raffinerie offre donc un processus très dynamique permettant des mesures d'adaptation pour la fabrication des produits souhaités. Grâce à ces systèmes ou ces raffineries adaptables — je dirais même intelligentes — nous pouvons donc intervenir de façon dynamique pour concentrer davantage nos efforts sur les produits qui nous intéressent.
Prenons l'exemple du véhicule hybride rechargeable. Si l'on adopte une réglementation, une politique ou des directives en la matière, il faudra tenir compte des éléments qui entrent dans la composition de ces véhicules, car cela deviendra un facteur important dans le contexte de la production ou du maintien en opération des raffineries.
En Ontario, je participe à une initiative sur les véhicules hybrides électriques. Nous essayons de déterminer la meilleure façon de procéder pour l'électrification de notre parc de véhicules. Il va de soi que ces transformations auront une incidence sur la chaîne d'approvisionnement du pétrole, du gaz et du carburant en général. Je voulais donc faire valoir que chacun de ces éléments a sa propre chaîne d'approvisionnement.
Pour maintenir la raffinerie comme un élément distinct, il faut être tout à fait certain que la chaîne d’approvisionnement est maintenue correctement, tant en amont qu’en aval. Dans le but d’évaluer la chaîne d’approvisionnement, en plus de réaliser une analyse au cas par cas, je recommande fortement de faire une simulation de cette chaîne d’approvisionnement, ce qui permettra de voir les paramètres et de peser les scénarios hypothétiques. Par exemple, si nous contribuons à 80 p. 100 dans la voiture électrique, que se passera-t-il en amont? Que se passera-t-il si nous le faisons à 90 p. 100? Quels résultats obtiendrons-nous? Voilà l’un des aspects sur lesquels j’ai essayé de mettre l’accent.
Enfin, pour ce qui est de la raffinerie elle-même, comme je l’ai mentionné, il y a l’aspect dynamique et adaptatif. La raffinerie inclut de nombreux procédés. L’un d’entre eux est physique, thermique et catalytique, c’est-à-dire chimique. Cela veut dire que nous pouvons en fait adapter, modifier et améliorer le procédé de raffinage.
Mon dernier commentaire pour ce qui est des améliorations porte sur l’intégrité. Beaucoup d’exigences d’intégrité doivent être maintenues en ce qui concerne l’intégrité physique et mécanique. Ensuite, des modifications peuvent être réalisées pour économiser de l’énergie. Il est en fait possible d’augmenter de 20 p. 100 les économies d’énergie d‘une raffinerie. C’est un bon facteur et un facteur important. En ce qui a trait à la recherche, nous avons atteint une augmentation semblable de 20 p. 100 en matière d’énergie, sans oublier la sécurité et l’environnement.
Voilà un résumé de ma discussion.
Merci beaucoup. Je répondrai avec plaisir à vos questions.
Monsieur le président, de nombreuses raisons l’expliquent. La politique du gouvernement du Canada est de mettre l’accent sur une approche fondée sur le marché; nous avons maintenu cette approche depuis les années 1980. De nombreux facteurs expliquent pourquoi un produit est valorisé ou ne l’est pas au Canada.
Il faut mettre un élément en perspective; le Canada consomme environ 1,8 million de barils de pétrole par jour. En faisant le calcul, on obtient une consommation annuelle d’environ 650 millions de barils. Nos réserves de pétrole brut sont évaluées à environ 174 milliards de barils, dont 170 milliards en sables bitumineux. Cela pourrait augmenter jusqu’à 300 milliards de barils, grâce aux avancées technologiques qui rendront l’activité plus rentable. Nous avons des réserves importantes. La plupart des gens ne sont pas conscients de l’ampleur des réserves de sables bitumineux. Nous en exporterons. Nous avons plus de pétrole que nous en aurons besoin au Canada pour les deux ou trois prochains siècles.
Pour ce qui est de l’endroit où c’est valorisé ou raffiné, cela dépend de nombreux facteurs. Comme nous l’avons dit, l’un de ces facteurs est le coût en capital. Comme Peter l’a mentionné, il en coûte de 7 à 10 milliards de dollars pour construire une nouvelle raffinerie; une usine de traitement de pétrole brut coûtera même plus cher, et c’est du pétrole brut.
J’ai entendu une autre analogie; dire que nous ne devrions pas exporter de bitume dilué équivaudrait à dire que nous ne devrions pas exporter de blé et que nous devrions seulement exporter des produits de boulangerie. Je crois que c’était l’une des analogies qui étaient utilisées. En fait, le bitume dilué est un produit d’exportation très rentable.
Un autre facteur est la contamination. Si vous avez des oléoducs, c’est en fait parfois plus rentable et plus facile d’exporter du pétrole brut que différents produits raffinés, comme nous l’avons mentionné.
La saisonnalité et les normes en matière de carburants sont d’autres raisons qui expliquent pourquoi l’essence, en particulier, est souvent raffinée à proximité des marchés.
Voilà certains facteurs qui expliquent la situation. L’Alberta — je me dois de préciser encore une fois que les provinces sont chargées de la ressource — a pour objectif de valoriser les deux tiers des sables bitumineux d’ici 2020. En tant que province, elle en fait vraiment beaucoup la promotion, mais en fin de compte c’est le marché qui dicte réellement la donne. Selon moi, on peut voir la situation et se dire que nous avons une capacité de raffinage excédentaire, étant donné que nos raffineries opèrent à environ 80 ou 83 p. 100 de leur capacité et que l’idéal serait d’opérer à environ 93 p. 100, mais cette capacité de raffinage excédentaire rend la tâche plus difficile de justifier la construction de nouvelles raffineries au Canada.
Cette situation s’applique aussi un peu à la valorisation. Certaines raffineries servent à valoriser le pétrole brut lourd. Comme Peter l’a souligné, la valorisation se fait souvent sur la côte du golfe du Mexique. En gros, le marché décide qu’une grande partie devrait être exportée et valorisée à cet endroit, et c’est probablement pourquoi le marché agit ainsi.