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Bonjour à tous. Nous poursuivons aujourd'hui notre étude sur la sécurité énergétique au Canada.
Nous traitons aujourd'hui de la partie de la motion que nous avons adoptée visant à donner un cadre à cette étude. Au programme: les incidences régionales de l'exploitation pétrolière et gazière.
Nous entendrons aujourd'hui deux groupes de témoins.
Le premier groupe comprend Eric Alexander Ferguson, commissaire et chef de la direction de la BC Oil and Gas Commission. Bienvenue, monsieur Ferguson.
Il y a aussi, par vidéoconférence, deux représentants de l'Alberta's Industrial Heartland Association: Neil Shelly, directeur exécutif, et Jana Tolmie-Thompson, agente de développement économique, qui sont à Edmonton, en Alberta. Bienvenue à tous les deux. La région dont vous allez nous parler aujourd'hui couvre en partie la circonscription que je représente; je suis donc particulièrement heureux de vous accueillir aujourd'hui.
Sans plus tarder, passons aux exposés dans l'ordre prévu à l'ordre du jour.
Monsieur Alexander, vous avez la parole pour un maximum de sept minutes.
Bonjour, je me nomme Alex Ferguson, commissaire et premier dirigeant de la BC Oil and Gas Commission.
Certains témoins entendus par le Comité jusqu’à maintenant ont fait ressortir dans leurs mémoires le fait que le gaz non classique, plus particulièrement le gaz de schiste, transforme le paysage énergétique du Canada et cela n’est nulle part ailleurs aussi évident qu’en Colombie-Britannique.
Dans le présent mémoire, je vous entretiendrai du rôle de notre organisme de réglementation en Colombie-Britannique, de l’ampleur des ressources de gaz naturel de la province et de notre vision de l’avenir.
L’exploration et la production du gaz naturel sont devenues un volet essentiel de l’économie de la Colombie-Britannique et, de la sorte, sa mise en valeur sécuritaire et responsable est désormais une priorité pour les intervenants et les citoyens. Cette ressource est abondante sur notre territoire et les progrès accomplis dans les technologies de forage horizontal ont permis de parvenir à une plus grande efficacité au niveau de la récupération. Toutefois, disposer de riches gisements de gaz naturel n’était pas, en soi, suffisant pour faire de la Colombie-Britannique une province de premier plan pour la mise en valeur de cette ressource; c’est plutôt la compétitivité des redevances, une structure réglementaire progressiste et la priorité accordée à l’intendance environnementale et sociale qui ont fait de nous les meneurs d’aujourd’hui.
Notre organisme est une société d'État née en 1998 par la promulgation d'une loi provinciale. Notre siège social est à Fort St. John, l'épicentre de l'exploitation pétrolière et gazière de la province. Nous avons aussi un bureau de direction à Victoria et des bureaux satellites à Fort Nelson et Dawson Creek. Nous sommes une agence de réglementation indépendant dont les responsabilités sont de superviser l’exploitation du pétrole et du gaz en Colombie-Britannique, soit l’exploration, la mise en valeur et le transport par pipelines jusqu'à la remise en état des terres. Bref, nous agissons comme un guichet unique pour la réglementation du secteur.
Essentiellement, cela signifie qu'il y a une séparation entre les politiques gouvernementales et le secteur de la réglementation. Le gouvernement provincial vend le mode d’occupation du sol, qui donne aux entreprises le droit d'exploiter les ressources, et élabore les politiques, tandis que la Commission assume les responsabilités de réglementation, soit l'application des politiques. Notre conception en guichet unique non seulement rassemble toutes les exigences de l’industrie, mais autorise un processus décisionnel plus coordonné, plus réceptif, éclairé par toute une gamme d’intérêts, notamment les préoccupations touchant l’environnement, les Premières nations et le public.
Le rôle fondamental de la Commission en tant qu'agence de réglementation comprend l’examen et l’évaluation des demandes d’activité de l’industrie, la consultation avec les Premières nations pour chaque demande, la coopération avec les agences partenaires et les mesures visant à garantir que l’industrie respecte les lois. Nous ne travaillons pas en vase clos. En effet, l'interprétation des politiques exige énormément d'interactions avec diverses agences gouvernementales. L’intérêt du public est protégé grâce aux objectifs établis: assurer la sécurité du public — ce qui est primordial pour nous —, protéger l’environnement, garantir la conservation des ressources pétrolières et veiller à une participation équitable de tous les intervenants dans la production.
Comme je l'ai dit, nous sommes une société d’État financée par les droits d’examen des demandes et les cotisations sur la production. Notre seul actionnaire est la Province de la Colombie- Britannique et notre organe de régie est un conseil d’administration dont les membres sont nommés par le Cabinet. L’autorité décisionnelle en matière réglementaire est dévolue au commissaire — c'est-à-dire à moi, en l'occurence. J'occupe également le poste de directeur général de la société d'État chargé des opérations.
Le pouvoir décisionnel est sous-délégué — j'ai le pouvoir de déléguer des pouvoirs — à trois divisions opérationnelles dirigées par des sous-commissaires: Évaluation de projet et garantie de la conformité; Ingénierie, une de nos grandes forces; et Affaires réglementaires et intendance. Évidemment, ces divisions bénéficient de l’appui de divers services administratifs.
Les réserves de gaz naturel de la Colombie-Britannique sont importantes et ne cessent d’augmenter. Compte tenu du prix du gaz naturel par les temps qui courent, essayer de déterminer à quoi la ressource va servir exactement nous donne quelques maux de tête. Cela dit, il s'agit d'une occasion à saisir pour la Colombie-Britannique, puisque les réserves augmentent depuis neuf années de suite. C'est l'un des seuls territoires où les stocks de gaz naturel augmentent constamment d'année en année, depuis avant la découverte des sources non conventionnelles jusqu'à aujourd'hui.
Nous comptons certainement sur les bassins de gaz naturel les plus abondants et les plus définis au Canada. Ces bassins rivalisent avec ceux des États-Unis: le bassin Horn River est l'un des plus notables, sans oublier le Montney dans la partie sud de la Peace, l’enfoncement Cordova et le bassin Liard. Ce sont des bassins de gaz naturel ou de gaz de schiste de catégorie mondiale qui ne demandent qu'à être exploités.
Selon des relevés estimatifs, le bassin Horn River pourrait contenir entre 500 et 1 000 billions de pieds cubes. Pour mettre ce volume en perspective, il suffit de mentionner que la Colombie- Britannique produit actuellement environ un billion de pieds cubes par an. Comme un seul de ces bassins contient plus de 1 000 billions de pieds cubes, c'est clairement une chance inestimable qui s'offre à nous. Ces quantités s’ajoutent évidemment à environ 90 billions de pieds cubes de réserves avérées restantes en tant que ressources de gaz naturel non classiques, soit celles qui peuvent être extraites avec les technologies actuelles.
Les ventes de terrains pour le pétrole et le gaz naturel sont un indicateur clé des investissements de l’industrie en Colombie-Britannique. L’année 2008 a été une année record, générant plus de 2 milliards de dollars de ventes; on a atteint en 2009 893 millions de dollars et on prévoit pour 2010 dépasser le montant établi en 2009. En juin dernier avait lieu la cinquième vente la plus élevée de l’histoire de la province, à plus de 400 millions de dollars. Ce sont là des recettes directes pour l'État. Les redevances, d’après les prévisions, devraient augmenter de 1,25 milliard de dollars en raison de la production de gaz naturel entre 2009 et 2013 et cette tendance, d’après les prévisions, se poursuivrait à long terme.
La Commission est un chef de file reconnu en matière de réglementation. Nous collaborons avec d'autres territoires de compétences, notamment l'Alberta, notre province voisine. Notre expérience a été mise à profit par d’autres compétences où l’intérêt pour le gaz non classique augmente, comme le Québec, le Canada Atlantique et même, tout récemment, la Pologne. La Commission fait également partie de l’Interstate Oil and Gas Compact Commission, agence américaine réunissant les organismes de réglementation dans le but de partager les pratiques exemplaires. Nous entretenons des liens depuis longtemps avec tous les territoires de compétences de l'Amérique du Nord pour ce qui est de la compréhension des pressions de réglementation.
La Commission a conclu un certain nombre d’accords et de protocoles d’entente avec différents organismes de réglementation de la province. C'est notre façon d'interpréter correctement les politiques et les textes législatifs. Ces accords vont dans le sens des pouvoirs de la Commission concernant le maintien des valeurs associées aux mandats des organismes partenaires. Nous nous adaptons à leurs directives et politiques.
Les employés de la Commission veillent à ce que les ressources soient récupérées de la façon la plus sûre et la plus efficace possible et que le passif généré par ces activités soit assumé par les exploitants. À ce titre, la Commission interagit périodiquement avec l’industrie, les Premières nations, les propriétaires fonciers, le public, les autres organismes gouvernementaux, et bien sûr les sociétés d’État homologues dans d’autres provinces ou territoires.
Le passage au gaz non classique en Colombie-Britannique a été prévu dans le cadre de réglementation de la province. La nouvelle loi intitulée Oil and Gas Activities Act est entrée en vigueur le 4 octobre 2010. Cette loi rend compte d’une réorientation vers l’avenir des activités pétrolières et gazières en Colombie-Britannique. L'objectif est de faire en sorte que nous ayons la capacité d'intégrer les progrès technologiques, de satisfaire l’intérêt pour les réserves de gaz non classique et les attentes sociales et environnementales — nous avons établi la norme en matière de réponse aux préoccupations des propriétaires fonciers et du grand public — et d'avoir la souplesse nécessaire pour pousser l’industrie vers l’avant.
Ce cadre législatif est le fruit de consultations exhaustives menées sur une période de quatre ans auprès des Premières nations, des groupes environnementaux et de l’industrie. Nous sommes d'avis que nous avons ainsi établi des mesures législatives améliorés et simplifiés reflétant les besoins des gens, de l’environnement, de l’industrie et du gouvernement.
Et qu'est-ce que cela donne sur le terrain? Nous n'exploitons pas ces ressources depuis très longtemps, mais la Colombie-Britannique est déjà l'une des principales productrices de gaz de schiste du Canada. En 2009-2010, on a foré 557 puits, ce qui n'est pas énorme, mais nous n'en sommes qu'aux premières étapes.
On a construit environ 1 100 kilomètres de pipelines en Colombie-Britannique pendant la même période.
Dans la même période, la Commission a délivré quelque 2 700 approbations pour divers aspects de l'exploitation pétrolière et gazière dans la province et procédé à 4 300 inspections de sites.
En terminant, j'aimerais insister sur le fait que notre succès dans l'exploitation de cette ressource dépend de quatre éléments clés. Le premier, c'est la ressource elle-même. Nos réserves de gaz de schiste sont bien réelles et elles sont de calibre mondial. Le deuxième, c'est un cadre réglementaire efficace et efficient, que nous commençons lentement mais sûrement à appliquer. Le troisième élément est un climat fiscal et politique concurrentiel, ce qui dépasse le mandat d'un organisme de réglementation comme le nôtre, mais je crois que notre province est en très bonne position sur ce plan. Et évidemment, le quatrième élément, c'est une exécution parfaite sur toute la ligne.
Nous croyons que nous sommes en bonne voie d'établir un cadre responsable et de catégorie mondiale pour l'exploitation des gaz de schiste.
Merci beaucoup.
Je voulais vous donner un bref aperçu de l'Alberta's Industrial Heartland Association et de sa mise sur pied. Nous avons été incorporés en mai 1998 et avons commencé nos opérations en janvier 1999. Il faut noter qu'avant cette date, entre 1993 et 1998, nous avons travaillé en étroite collaboration avec l'industrie. En fait, la création de notre organisation est une initiative lancée par l'industrie, qui souhaitait que les municipalités établissent des lignes directrices et des règlements communs pour faciliter la vie des entreprises.
Nous regroupons cinq municipalités. À l'époque, chacune possédait son propre plan de développement, d'infrastructure, etc. et ses propres règlements. C'était donc compliqué sur le plan réglementaire pour les entreprises présentes dans une municipalité, mais dont les pipelines étaient situés sur le territoire d'une autre municipalité. Faire en sorte que les entreprises locales se regroupent — et on parle de gros joueurs, comme Dow, Shell et Sherritt — et que les municipalités établissent des règles communes a eu un énorme impact.
Je vous ai fait parvenir une carte, je ne sais pas si vous l'avez reçue, mais je vais présumer que vous l'avez. Cette carte montre un aperçu du secteur que nous représentons. Il s'agit d'une zone principalement industrielle de 582 kilomètres carrés, avec évidemment des secteurs protégés et des zones tampon.
Il y a actuellement 48 industries dans le secteur, qui emploient plus de 7 500 personnes, à temps plein et à contrat. La majorité de ces emplois sont hautement spécialisés — gestionnaires, opérateurs, chercheurs, etc. Avec l'effet multiplicateur de un à quatre, c'est l'équivalent d'environ 30 000 emplois directs et indirects que ces industries créent, sans compter les ingénieurs responsables des PGE, les personnes chargées de l'entretien, les remplacements, etc.
En fait de création d'emplois et de création de richesse, c'est primordial pour l'Alberta et, évidemment, pour la région d'Edmonton.
Sur la carte, on peut également voir les 20 propriétés qui ont été achetées en 2003 et 2008. Suncor, Petro-Canada et les autres veulent bâtir leurs usines de valorisation. Nombre de ces projets sont actuellement en attente. On espère que quelque chose va se passer dans le dossier de l'achat des terres, parce qu'il y aurait la possibilité de créer encore 2 000 à 4 000 emplois de plus, sans compter ceux liés à la construction.
Nous collaborons étroitement avec notre gouvernement provincial, avec les ministères de l'Énergie, des Finances et de l'Entreprise, de l'Environnement et des Relations intergouvernementales.
Je laisse la parole à Neil.
Voilà qui vous donne un bon aperçu. Dans notre région se trouvent, en plus de Sarnia, certains des principaux centres de transformation d'hydrocarbures. L'exploitation des sables pétrolifères et son avenir au Canada alimentent beaucoup les discussions dernièrement, mais l'extraction de la ressource du sol n'est qu'une partie de l'équation.
Le bitume extrait des sables pétrolifères est un des pétroles bruts les plus lourds du monde et, contrairement au pétrole conventionnel, il doit être valorisé pour être utilisé en raffinerie. Le procédé de valorisation transforme ce pétrole brut extrêmement lourd en ce qu'on appelle le « brut synthétique », dont les propriétés sont aussi bonnes, sinon meilleures, que celles du brut léger non sulfuré et qui peut être utilisé dans n'importe quelle raffinerie du monde. Les usines de valorisation coûtent très cher à faire fonctionner et entraînent d'énormes retombées économiques sur le plan de la construction et des emplois d'exploitation dans la région où elle sont bâties.
Toutefois, la valorisation du bitume en brut synthétique n'est que la première étape du processus. La valorisation présente d'autres avantages qui ouvrent d'autres possibilités. Un des produits dérivés est très riche en matières premières utilisées par l'industrie pétrochimique.
Nous nous sommes penchés sur ces possibilités et sur les façons de progresser dans la chaîne de valeur. Des études que nous avons menées, en collaboration avec le gouvernement de l'Alberta et avec l'appui du gouvernement fédéral, ont permis de cibler de nombreuses possibilités de transformer nos ressources brutes en produits mieux adaptés au marché de la consommation.
Notre analyse a permis de conclure qu'au moins les deux tiers de la valeur des sables pétrolifères résident dans la transformation de la matière brute, et c'est la région où se fera cette transformation qui profitera le plus des retombées et de la diversité économiques qui en découleront.
Cette tendance à l'exportation des matières brutes sans les transformer au Canada ressort clairement de l'étude de la situation du raffinage dans l'Ouest canadien. En 2000, l'Ouest canadien en tant que région était un exportateur net de produits raffinés. En 2008, c'était devenu un importateur net de produits raffinés. Une récente étude menée par le gouvernement de l'Alberta montre que, si nous n'augmentons pas notre capacité de transformation, l'Ouest canadien à lui seul pourrait devoir importer 200 000 barils de produits raffinés par jour pour répondre à ses besoins.
Pendant que l'Ouest est en train de devenir ce qu'on considère comme une superpuissance de l'énergie, la tendance est à l'exportation de la matière brute et à laisser à quelqu'un d'autre le soin de la transformer et de la valoriser. Nous rachetons ensuite le produit fini. En plus de nous priver d'une possibilité économique, cette situation a entraîné des pénuries de carburant dans l'Ouest canadien. Cela semble se produire chaque année maintenant, au fur et à mesure que les chaînes d'approvisionnement s'étirent pour acheminer le diésel à nos fermes, nos mines et nos exploitations forestières.
Comme nous l'avons dit, bien que le secteur de l'extraction semble être en pleine effervescence ces jours-ci, on ne peut en dire de même pour celui de la valorisation. Un rapport publié récemment par le Energy Resources Conservation Board de l'Alberta prédit que notre part du marché de la transformation du bitume passera de son niveau actuel, soit environ 64 p. 100, à environ 44 p. 100 d'ici 2020 si on ne fait rien. Cela signifie que la majorité de nos ressources seront exportées sous forme de brut et que d'autres pays jouiront des retombées et de la diversité économiques découlant de la transformation de nos matières premières en produits de consommation.
L'exportation de ces matières entraîne un manque à gagner assez ahurissant. Selon les analyses que nous avons faites à partir de cinq projets auxquels on pourrait ou non donner le feu vert dans notre région, les retombées économiques se chiffrent à 40 milliards de dollars en investissements de capitaux, 50 000 années-personnes d'emplois dans le domaine de la construction, 10 000 années-personnes d'emplois dans le domaine de la conception technique et près d'un milliard de dollars en revenu d'impôt fédéral et provincial des sociétés.
Un autre aspect dont il faut tenir compte, en plus des intérêts environnementaux associés à la valorisation, c'est que les caractéristiques géologiques de notre région se prêtent particulièrement bien à la capture et au stockage du carbone. Il y a même trois projets qui ont été lancés dans la région à cet égard, avec l'appui des gouvernements provincial et fédéral.
En conjuguant la transformation du bitume et les projets de capture et de stockage du carbone, on peut réduire l'empreinte carbone associée à l'exploitation de nos sables pétrolifères à un niveau comparable à ce qui est considéré acceptable en Californie pour ce qui est de l'intensité des émissions. Quand on pense à la sécurité énergétique du Canada, en transformant nos matières premières ici et en utilisant les technologies de capture et stockage du carbone, on peut limiter les facteurs environnementaux et contribuer à établir un véritable programme dans ce domaine.
Alors, qu'est-ce qui peut et devrait être fait? En fait, la situation est pour le moins complexe. Nous sommes en discussions avec le gouvernement provincial, mais nous croyons aussi que le fédéral doit en tenir compte dans ses politiques et procédures, parce qu'il s'agit d'un élément essentiel de la sécurité énergétique du Canada et de la maximisation des possibilités économiques.
Merci.
:
Merci, monsieur le président.
[Traduction]
M. Ferguson, c'est très intéressant de vous recevoir, parce que le dossier des gaz de schiste fait couler beaucoup d'encre dans ma province, le Québec.
Il faut évidemment respecter les champs de compétence. Vous représentez un organisme de réglementation provincial, et les ressources naturelles font partie des compétences des provinces. Néanmoins, je crois que le gouvernement fédéral pourrait avoir un rôle à jouer sur le plan de la surveillance.
Je vais vous poser quelques questions pour bien comprendre comment tout cela fonctionne, car manifestement, ce qu'on entend depuis le début et chaque fois qu'il est question de l'exploitation des gaz de schiste et de la réglementation, c'est que la Colombie-Britannique est le modèle à suivre. J'aimerais en savoir plus.
[Français]
Dans un premier temps, je veux savoir comment fonctionne votre organisme. Quand on parle de gaz de shale, on parle de percer des trous, évidemment, ce qui peut entraîner une situation par rapport à une population.
Que prévoit votre organisme en matière de rapports entre les individus et l'industrie? Spécifiquement, quel est votre rôle? Vous avez parlé de protéger les individus et l'environnement, mais par rapport à l'individu, quel est votre rôle pour protéger la population?
En règle générale, les organismes de réglementation d'un bout à l'autre du Canada et des États-Unis partagent beaucoup de renseignements. Nous comprenons donc bien les difficultés et les défis auxquels toutes les régions sont confrontées. Du moins, nous essayons de partager ces renseignements.
Par exemple, il y a trois ou quatre semaines, des représentants de l'Alberta, en tant qu'autorité en matière de réglementation, et moi-même nous sommes rendus en Pologne. En plus de nous avoir demandé de participer à de nombreuses réunions pendant trois ou quatre jours, le gouvernement de la Pologne nous a demandé de lui expliquer quels modèles de réglementation conviendraient le mieux à ce pays, qui, honnêtement, n'en possède pas encore. Bien sûr, il s'agit d'une région très peuplée. Trente-neuf millions de personnes vivent sur une superficie équivalant au tiers de celle de la Colombie-Britannique. Les Polonais possèdent d'importantes ressources en gaz de schiste; ils ont donc de bonnes raisons de viser l'exploitation de cette ressource en suivant un modèle de sécurité très bien défini et de comprendre les répercussions que de telles activités auraient sur l'équilibre énergétique du pays.
Je pense que tous les problèmes dans ces régions, notamment en Pologne, sont similaires à ceux qu'on trouve au Canada, au Québec, en Alberta, en Saskatchewan, dans les maritimes ou certainement en Colombie-Britannique. D'après ce que je peux voir aujourd'hui, la diversité des problèmes posés dans toutes ces provinces nous permettent d'acquérir de l'expérience et les outils qui peuvent être appliqués ailleurs. Je pense que le Canada a une belle occasion de faire preuve de leadership en fournissant de notre expertise au-delà de nos frontières.
La communauté économique canadienne anglaise a mis une dizaine d'années pour apprendre à bien prononcer mon nom. C'était un peu délicat.
Durant les quelques minutes qui me sont accordées, je vais traiter de deux sujets. Le premier, c'est la question du mal hollandais, le Dutch disease, dans le contexte canadien. Le second sujet sera la relation entre l'exploitation pétrolière et gazière et la croissance de la productivité au niveau régional.
En ce qui concerne le mal hollandais, le nom vient d'un article publié dans la revue The Economist, dans les années 1960, qui traitait du cas de la Hollande, qui avait vu son secteur manufacturier fortement baisser à la suite de la découverte de pétrole et de gaz naturel dans la mer du Nord. Plusieurs études théoriques et empiriques ont été menées par la suite. Pour rendre les choses extrêmement simples, le mal hollandais découle de l'interaction entre un boom des ressources naturelles dans un secteur de l'économie et le secteur manufacturier.
Le boom des ressources naturelles entraînerait des hausses de coûts de production et une appréciation de la monnaie nationale. C'est ce qu'on avait observé pour la Hollande et c'est ce qu'on observe pour de nombreux pays, comme l'Australie, la Norvège et le Canada. Cette augmentation de la valeur du taux de change entraînerait une baisse de la compétitivité du secteur manufacturier.
Au Canada, le mal hollandais a un aspect régional très particulier puisque, généralement, le boom des ressources se retrouve en Alberta et en Saskatchewan. Le secteur secondaire, le secteur manufacturier, lui, se trouve en Ontario et au Québec. On a également un problème relativement similaire en Australie.
À titre d'exemple, durant l'expansion du secteur primaire, entre 2002 et 2007, le Canada a perdu environ 275 000 emplois manufacturiers. Dans une étude que j'ai faite avec des collègues européens, nous avons estimé qu'environ la moitié de ces pertes d'emplois dans le secteur manufacturier est imputable à l'influence du boom des ressources naturelles sur la valeur du dollar canadien.
Évidemment, la question qu'on doit se poser est la suivante. Est-ce que ce mal hollandais est vraiment un mal ou ne serait-ce pas plutôt simplement un rajustement du marché du travail? Lorsqu'il y a un boom dans un secteur, il doit y avoir des emplois qui viennent d'ailleurs.
Je vais citer le prix Nobel d'économie 2008, M. Krugman. Alors qu'il était encore économiste, et non journaliste, il disait: « Ce que l'on semble craindre, c'est qu'une fois les ressources épuisées, les emplois du secteur manufacturier ne reviennent pas. »
Dans le cas du Canada, il est assez évident que les ressources pétrolières et gazières sont loin d'être épuisées. Une façon d'aborder le même problème serait de concevoir une baisse importante du prix du pétrole, par exemple, à moyen et à long terme. Cela pourrait également causer un mal tel que le définit Krugman.
Il est à noter que le secteur manufacturier n'a pas toujours été déprimé, au Canada, par le secteur des ressources. Avant 2002, durant une période d'environ six ans, on a observé l'effet contraire. Avec la baisse du cours des matières premières et la dévaluation du dollar canadien, on a eu une forte création d'emplois dans le secteur manufacturier au Canada.
Le problème essentiel de la relation entre les ressources et le secteur manufacturier au Canada est qu'il semble y avoir une volatilité excessive dans le secteur de la production manufacturière. Cette volatilité excessive découle de l'effet des ressources naturelles sur la valeur de la monnaie canadienne. Il semble donc assez évident que l'Ontario et le Québec bénéficieraient d'une monnaie plus stable, qui ne dépende pas des aléas du secteur primaire, donc une monnaie comme l'euro ou le dollar américain.
Le deuxième point porte sur certains faits d'une étude que je suis en train de préparer pour le C.D. Howe Institute sur la relation entre le secteur des ressources au Canada et la productivité régionale.
J'ai fait un parallèle, dans cette étude, entre la forte croissance des ressources à Terre-Neuve à la suite d'Hibernia, donc Terra Nova et White Rose, et la croissance en Alberta.
Notez que la productivité à Terre-Neuve a connu l'amélioration la plus spectaculaire au Canada au cours des 25 dernières années, et cela est essentiellement dû au changement de la structure de l'économie. Je synthétise, je simplifie, mais on est passé d'une ressource, le poisson, qui était à très faible productivité à une nouvelle ressource qui était à haute productivité.
Cependant, la productivité en Alberta a eu un taux de croissance parmi les plus faibles au Canada. Depuis 2002, la croissance de la productivité est relativement faible au Canada. Notez que le niveau de la productivité est encore très élevé, mais la croissance a été très faible. Cela découle essentiellement du fait qu'on est passé d'une situation où on produisait du pétrole avec des moyens standards où la productivité était assez élevée. Or, cette production est maintenant épuisée en partie et on est allé vers la production du pétrole à partir des sables bitumineux, ce qui exige beaucoup de main-d'oeuvre et entraîne des coûts de production très élevés.
J'ai d'ailleurs fourni un graphique pour les deux mesures de la productivité. On voit sur ce graphique que le boom pétrolier a entraîné une croissance extraordinaire de la productivité à Terre-Neuve, mais une croissance même négative de la productivité en Alberta.
Lorsqu'on regarde ce qui se passe dans l'ensemble de l'économie, on a encore une fois l'effet opposé. C'est peut-être un peu étonnant, mais on se rend compte qu'en Alberta, la croissance de la productivité a été extrêmement forte dans les secteurs autres que les ressources naturelles, depuis 2002. Donc, il semble que le boom pétrolier albertain ait entraîné une forte croissance de l'efficacité et de la productivité du reste de l'économie albertaine, tandis qu'on n'a pas observé cela du tout à Terre-Neuve.
Donc, c'est un peu ma deuxième conclusion ici, devant vous, ce matin. Il ne faut pas penser que l'exploitation pétrolière et gazière va toujours avoir le même effet sur les économies régionales. Cela dépend essentiellement du type de ressource.
Merci.
Bonjour. Je m'appelle Peter Howard et, comme le président l'a indiqué, je suis président et chef de la direction du Canadian Energy Research Institute.
Le Canadian Energy Research Institute, ou CERI, qui a été fondé en 1975, est un établissement de recherche indépendant sans but lucratif qui se spécialise dans l’analyse de l’économie dans le secteur énergétique et des enjeux stratégiques connexes dans les domaines de la production, du transport et de la consommation de l’énergie. L’institut a pour mission d’effectuer des recherches économiques pertinentes, indépendantes et objectives.
Le gouvernement du Canada, le gouvernement de l’Alberta, l’Université de Calgary, l’Association canadienne des producteurs pétroliers et la Small Explorers and Producers Association of Canada comptent parmi les membres de l’institut.
Le segment pétrolier et gazier de l’économie canadienne est depuis toujours axé sur la production des hydrocarbures, l’établissement des prix, les redevances et les taxes. En règle générale, la réussite ou l’échec se mesure au moyen de la production, de la rentabilité des entreprises d’exploration et de production, ou E et P, des hydrocarbures et des niveaux des redevances et des taxes gouvernementales. La myriade d’entreprises et les dizaines de milliers de travailleurs qui soutiennent les efforts du secteur E et P, notamment ceux du secteur des services pétroliers et gaziers, ou SPG, sont souvent absentes du débat.
Ce matin, mon exposé sera axé sur les impacts économiques du secteur des services pétroliers et gaziers et ses relations avec l’économie canadienne.
Toutefois, avant de commencer, j’aimerais revoir quelques définitions. Les producteurs pétroliers et gaziers sont des entités constituées dont le secteur d’activité est l’exploration et l’exploitation des ressources en hydrocarbures sous la forme de pétrole, de sables bitumineux, de gaz naturel — y compris le gaz classique, le gaz de réservoir étanche et le gaz de schiste — et de gaz naturel provenant du charbon, plus communément appelé méthane de houille.
Les exploitants des sables bitumineux sont un sous-groupe des producteurs pétroliers et gaziers qui font l’exploration et le développement des « sables bitumineux ». Parmi ces entreprises, certaines prennent part à des activités d'exploitation des ressources pétrolières et gazières classiques.
L’industrie du gaz naturel est un sous-groupe de l’industrie pétrolière et gazière qui regroupe toutes les activités liées à l’exploration, au développement et au transport du gaz naturel depuis les bassins de ressources jusqu’aux stations de comptage au point de livraison. Ces activités incluent l’exploration, le forage, la production, la collecte, le traitement et le transport par pipeline. Le rapport produit par l’America’s Natural Gas Alliance en 2008, selon lequel les activités liées au gaz naturel soutiennent plus de 600 000 emplois et contribuent à hauteur de 100 milliards de dollars au PIB du Canada, traite de ce segment de l’industrie pétrolière et gazière.
Le secteur des services pétroliers et gaziers regroupe les entreprises qui offrent des produits et des services utilisés directement à l’appui des activités d’exploration et de production des producteurs pétroliers et gaziers. Ces activités sont l’exploration, le forage, la complétion, la production, la construction, le traitement, le transport, la logistique, l’activité manufacturière, l’entretien et la fabrication. Ce secteur englobe toutes les activités liées aux hydrocarbures classiques, notamment le pétrole, le gaz et le méthane de houille, toutes les activités liées aux produits non classiques, notamment le gaz de réservoir étanche et le gaz de schiste, et toutes les activités d'exploitation des sables bitumineux, mais n’inclut pas les activités de transport de gaz par pipeline.
Dans le secteur des services pétroliers et gaziers, les puits forés, les taux de production, les revenus, les redevances et les taxes sont remplacés par des termes comme gainage, colonnes de production, tubing, trépans, têtes de puits, déménagement d’appareil de forage, jours de forage, désinstallation des appareils de forage, conditionneurs, colmatage, fracturation, cimentation, carottage, essai et abandon. Les ingénieurs, les agents fonciers, les géologues et les géophysiciens sont remplacés par les arpenteurs, l’équipe de forage, le superviseur du forage, le camionneur, l’opérateur de chargeuse, l’opérateur de géophone, le boueux, le préposé au curage sous pression, le préposé à l’appareil d’essai de puits, le maître sondeur, le géologue à l’emplacement du puits et le superviseur de la sécurité.
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De nombreux autres termes et emplois servent à décrire les industries manufacturières qui fabriquent les produits utilisés par le secteur des SPG pour la construction des milliers d’installations de champ qui parsèment le paysage dans l’Ouest canadien. Lorsque la vie économique d’une installation de champ est terminée, le terme final est « abandon ». Le secteur des SPG inclut les entreprises chargées de sceller les installations, d’enlever le matériel et de rétablir les terres perturbées pour les remettre dans leur état initial.
Afin d’évaluer les apports économiques du secteur des SPG, nous avons examiné les données préliminaires de 2006 de Statistique Canada, soit les prix de base modifiés des tableaux entrées-sorties au niveau d’agrégation « W ». Il y a 38 industries qui se consacrent entièrement aux services pétroliers et gaziers ou qui s’y consacrent en partie, à différents degrés. Ces 38 industries prennent part à la fabrication ou à l’utilisation de 225 produits qui sont utilisés par le secteur des SPG.
On trouve parmi les nombreux participants au secteur des SPG les entreprises qui fournissent le gravier pour les routes d’accès aux sites de forage et celles qui fournissent le sable utilisé pour la fracturation; les ingénieurs, les concepteurs, les soudeurs, les charpentiers et les électriciens qui fabriquent des éléments modulaires pour les installations sur le champ, la tige de forage, le ciment, les produits chimiques, les chaudières, les réservoirs, les appareils de chauffage et les compresseurs; de même que les camionneurs et les services postaux qui soutiennent les activités du secteur des SPG. Sont également inclus les ateliers d’usinage locaux, les postes de soudure mobiles, les entrepôts, les installations de transport, les systèmes de communication, les boulons, les écrous et les câbles qui soutiennent indirectement le secteur des SPG. Depuis les usines de fabrication de Leduc, en Alberta, jusqu’aux installations de fabrication de tuyau à Regina, en Saskatchewan, en passant par les industries manufacturières du sud de l’Ontario et du Québec, le secteur des SPG englobe des milliers d’entreprises qui emploient des milliers de personnes dans pratiquement chaque province et territoire du Canada.
Voici les résultats de l'examen effectué:
Il a été établi que le PIB du Canada, suivant les prix de base, pendant l’année 2006 s’élevait à 1,35 billion de dollars.
Au Canada, le secteur des services pétroliers et gaziers a généré 65 milliards de dollars, soit 4,8 p. 100 du PIB canadien.
En 2006, les gouvernements fédéral et provinciaux ont touché 225 milliards de dollars en recettes gouvernementales qui s’ajoutent aux redevances pétrolières et gazières.
Au Canada, le secteur des services pétroliers et gaziers a versé 9 milliards de dollars sous forme de taxes, soit 4,1 p. 100 des taxes versées aux gouvernements fédéral et provinciaux.
En 2006, les producteurs pétroliers et gaziers ont versé 12 milliards de dollars en redevances sur les ressources conventionnelles et 2,1 milliards de plus sur les sables bitumineux, pour un total de 15 milliards de dollars.
Au Canada, l’économie canadienne employait 16 500 000 travailleurs tandis que le secteur des services pétroliers et gaziers en employait 800 000, soit 4,8 p. 100 de la main d’oeuvre totale.
Si nous comparons ces chiffres à ceux des autres industries, les producteurs pétroliers et gaziers génèrent 87 milliards de dollars du PIB; le secteur de l’automobile, 25 milliards; le secteur agriculture, 26 milliards; le secteur minier, 18 milliards; le secteur forestier, 29 milliards; la construction résidentielle, 34 milliards; et la construction non résidentielle,15 milliards.
Pour ce qui est des apports au PIB du secteur des SPG par type d’industrie, nous sommes arrivés à la conclusion que 48 p. 100 du secteur des SPG entre dans la catégorie des « impacts directs » et englobe le forage, la complétion, la collecte et le traitement dans la province où les activités ont lieu; que 25 p. 100 entre dans la catégorie « activités manufacturières indirectes » et englobe les industries qui fabriquent des biens utilisés par le secteur des services pétroliers et gaziers; et que les 27 p. 100 qui restent, soit « les autres industries » se composent de services — notamment le transport par camion, les technologies des communications, l’entreposage, les ateliers d’usinage et les ateliers de réparation — fournis un peu partout au Canada.
Les industries directes sont expressément liées aux endroits où les activités pétrolières et gazières ont lieu, soit principalement l’Ouest canadien, tandis que les autres industries sont situées un peu partout au Canada. Si nous ventilons les données par région, nous constatons que les industries situées en Alberta génèrent 67 p. 100 de l’impact total des SPG sur le PIB, que les industries situées en Saskatchewan et en Colombie-Britannique en génèrent 20 p. 100, que les industries situées en Ontario et au Québec en génèrent 12 p. 100 et que le Manitoba et les provinces de l’Atlantique génèrent le 1 p. 100 qui reste.
J'aimerais ajouter que les fabricants de tuyaux de la Saskatchewan utilisent de la tôle d'acier qui provient de l'Ontario.
En 2009, les revenus de source internationale d’un groupe choisi d’entreprises de SPG ayant leur siège social au Canada et contrôlées par des intérêts canadiens se sont élevés à 12,8 milliards de dollars. Parmi ce groupe, on compte huit entreprises de forage et d’entretien des puits, 25 entreprises d’équipements et de services pétroliers et gaziers et trois entreprises dans les secteurs des pipelines, des infrastructures et du traitement. Ces sociétés ont leur siège social au Canada, sont financées par des intérêts canadiens et produisent des déclarations de revenu fédérales et provinciales, mais exercent des activités commerciales à l'extérieur du pays.
En résumé, l’industrie des services pétroliers et gaziers contribue à hauteur de 65 milliards de dollars à l’économie canadienne, emploie 800 000 travailleurs et verse 9 milliards de dollars par an à l’État sous forme d’impôt sur le revenu et d’impôt des sociétés. Sous une forme ou sous une autre, ce secteur est présent dans pratiquement chaque province du Canada et les échanges entre les provinces font de cette industrie ce qu’elle est aujourd’hui.
Merci beaucoup.
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Merci beaucoup, monsieur le président.
Je remercie le professeur Coulombe et monsieur Peter Howard d'être parmi nous.
Il est intéressant de juxtaposer la théorie à la pratique. J'aimerais donner suite à certaines des questions posées par M. Cullen.
Professeur Coulombe, en ce qui concerne le mal hollandais, comment pouvons-nous comparer les répercussions régionales, plutôt isolées, de l'exploitation de ressources dans la mer du Nord en 1960, à ce qui se passe en 2010? En effet, la circulation de capitaux et d'investissements est une composante importante de l'effet multiplicateur, dont dépend l'avenir des Canadiens, comme M. Howard vient de le dire.
Selon votre thèse sur le mal hollandais, dans une économie mondial, comment pouvons-nous modérer les répercussions dont vous avez parlé, qui, je le reconnais, ont eu lieu dans les années 1960? Comment pouvons-nous appliquer ces expériences et ces leçons à notre situation en 2010 de façon à ce que notre stratégie énergétique ait des retombées à l'échelle du pays, non seulement dans certaines régions limitées, comme vous l'avez souligné à juste titre?
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Merci, monsieur le président.
Avant de commencer, je voudrais être sûr que j'ai bien compris. M. Cullen ne disait pas, je pense, qu'il veut que nous subventionnions l'industrie du pétrole afin de construire de nouvelles raffineries. Mais c'est ce que j'ai cru comprendre. Je ne sais pas si c'est nécessairement ce que son chef veut aussi. Je voulais juste ajouter cela, en fait.
Monsieur le professeur, j'ai juste quelques questions à vous poser à propos de l'étude dont les résultats ont été publiés le 7 octobre 2010. Elle a été effectuée par l'Association pétrolière et gazière du Québec et SECOR Consulting. Elle évoquait les avantages économiques potentiels que la province de Québec, par exemple, pourrait retirer de l'exploitation du gaz de schiste. Connaissez-vous cette étude?
M. Serge Coulombe: Oui.
M. Mike Allen: D'accord. J'ai parlé des avantages pour le Québec. Selon cette étude, si 1 000 puits fonctionnaient en 150 endroits différents, le gouvernement du Québec empocherait 150 millions de dollars tous les ans. Dans la deuxième hypothèse, 7 000 puits permettraient au gouvernement du Québec d'empocher un petit peu plus de 1 milliard de dollars. Cette étude ne prend pas en compte les dépenses liées au transport et à la distribution du gaz naturel une fois extrait ni les impôts que les industries et leurs fournisseurs doivent payer ni les effets dynamiques ou structurels éventuels sur l'économie du Québec.
En ce qui concerne votre commentaire sur le document à propos de l'Institut C.D Howe que vous préparez, Terre-Neuve-et-Labrador est la province dont la productivité a le plus augmenté grâce à Hibernia, Terra Nova et White Rose. Ces chiffres et cette étude ne montrent-ils pas clairement que le Québec devrait encourager l'exploitation de gaz de schiste?