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Je déclare la séance ouverte.
Il s'agit de la séance no 70 du Comité permanent des finances. Suivant l'ordre du jour, conformément au paragraphe 108(2) du Règlement, nous menons une étude sur l'impact des bas prix du pétrole sur l'économie canadienne. Il s'agit de notre première réunion sur ce sujet.
Je tiens à souhaiter la bienvenue aux témoins présents ici, à Ottawa. Le premier groupe de témoins comporte également une personne qui s'adressera à nous depuis Edmonton.
Nous accueillons le président et chef de la direction de l'Association canadienne des producteurs pétroliers, M. Tim McMillan; le président et chef de la direction de l'Association canadienne des carburants, M. Peter Boag; le vice-président d'Encana Corporation, M. Richard Dunn; et le vice-président exécutif de Suncor Énergie Inc., M. Steve Reynish. Je vous souhaite à tous la bienvenue.
Gil McGowan, président de l'Alberta Federation of Labour, qui se trouve à Edmonton, devrait se joindre à nous. Espérons qu'il le fera à temps pour nous présenter son exposé.
Vous disposez chacun d'un maximum de cinq minutes pour votre déclaration préliminaire. Nous passerons ensuite aux questions des membres.
Monsieur McMillan, nous allons commencer par vous. Allez-y, s'il vous plaît.
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Merci, monsieur le président.
Je remercie les membres du comité d'avoir invité l'ACPP à participer à la présente réunion.
Je vais d'abord vous présenter brièvement l'ACPP, et je vous parlerai ensuite des effets des prix actuels sur notre industrie et de l'incidence qu'ils auront, selon nous, sur le Canada.
L'ACPP représente les producteurs pétroliers et gaziers en amont du Canada. Nos membres sont responsables de 90 % de la production de pétrole et de gaz naturel au pays. Nous sommes, de loin, les plus importants investisseurs du secteur privé au Canada. En 2013, nous avons injecté quelque 74 milliards de dollars dans l'économie canadienne, et en 2014, environ 70 milliards de dollars. Grâce à ces investissements, au cours des dernières années, nous avons versé annuellement une somme moyenne de 18 milliards de dollars en impôts et en redevances aux gouvernements.
Sur le marché des valeurs mobilières, environ 20 % des titres sont liés à notre industrie. À tout le moins, c'était encore le cas il y a six mois. Dans l'actuel contexte des prix, cette proportion a diminué à 12 % environ. Quelque 20 % des exportations canadiennes sont attribuables à notre secteur. Nous employons plus d'un demi-million de personnes. Notre réseau de plus de 2 500 fournisseurs du secteur de l'énergie s'étend véritablement dans toutes les régions du pays.
Sur le marché des produits de base, l'instabilité des prix représente non pas l'exception, mais la norme. Depuis plusieurs décennies, notre industrie compose avec des conjonctures de prix élevés et de prix bas. En ce moment, nous nous efforçons activement de nous positionner. Partout au Canada, vous verrez les effets des mesures que nous prenons pour nous assurer d'obtenir de bons résultats à moyen et à court termes et pour que le Canada puisse conserver sa solide position de fournisseur mondial privilégié de produits énergétiques.
En janvier, la Banque du Canada a fait quelques déclarations à propos des effets du contexte des bas prix sur l'économie canadienne. L'une de ces déclarations était la suivante: « Le profil d'évolution considérablement plus bas des cours du pétrole aura des conséquences indéniablement négatives pour l'économie canadienne en 2015 et dans les années suivantes. » Nous sommes d'avis que l'incidence des bas prix se fera ressentir à l'échelle du Canada: au sein de notre réseau de fournisseurs, au chapitre de l'emploi — les gens que nous employons proviennent de toutes les régions du pays —, de même que sur le plan de l'impôt et des redevances que nous versons aux divers échelons de gouvernement du pays.
En ce qui concerne plus précisément nos attentes, j'attire votre attention sur le rapport provisoire que nous avons publié en janvier, et qui constitue une mise à jour de notre rapport annuel sur les dépenses d'investissement. En janvier, nous avions prévu une réduction de 33 % de nos dépenses en immobilisations en 2015. Au cours des derniers mois, cette réduction s'est révélée plus importante que prévu. Par suite des déclarations publiques faites en janvier, nous prévoyons réduire nos investissements, d'à peu près 40 % dans le secteur du pétrole et du gaz classiques, et d'environ 25 % dans le secteur des sables bitumineux. Cela s'explique par le fait que, dans le secteur des sables bitumineux, les investissements s'étalent sur de nombreuses années et visent des projets d'une plus vaste ampleur. Les projets qui en sont à leur deuxième, à leur troisième, à leur quatrième ou à leur cinquième année feront l'objet d'investissements continus et seront menés jusqu'à l'étape de la production. Dans le secteur du pétrole de réservoirs étanches, la production sera plus élevée au début, et elle diminuera plus rapidement — comme le temps qui sépare le forage de la production est beaucoup plus court, et il offre une marge de manoeuvre beaucoup plus grande en raison de l'instabilité des prix.
Nous tenons à mentionner clairement que, en dépit du fait que nos investissements seront comprimés de 33 % et passeront de plus de 70 milliards de dollars à moins de 50 milliards de dollars, notre secteur demeurera de loin le plus important investisseur au sein de l'économie canadienne. Je crois qu'il convient également de mentionner clairement les effets qu'on observera sur la production à court terme, vu qu'ils ne sont pas toujours évidents. Nous nous attendons à ce que la production soit moins élevée que nous l'avions prévu, mais la production du secteur énergétique canadien continuera de croître, en dépit du contexte actuel et de la diminution des investissements. Selon les chiffres que nous avons publiés en janvier, notre production quotidienne de barils devrait augmenter pour atteindre quelque 150 000 barils en 2015 et environ 190 000 en 2016. Comme je l'ai mentionné, ces prévisions représentent un instantané pris en janvier, mais nous nous attendons à ce que notre production augmente malgré les cours actuels. Nous tenons à nous assurer de la solidité à long terme de notre industrie, et nous voulons faire en sorte que le Canada conserve son statut de fournisseur privilégié à l'échelle mondiale.
Je vous remercie de m'avoir accordé du temps ici ce matin.
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Merci, monsieur le président.
Bonjour aux membres du comité. Je suis heureux d'être ici aujourd'hui.
Je représente le secteur du raffinage, lequel est un élément essentiel de la chaîne de valeur pétrolière du Canada. Les raffineries représentent l'intermédiaire qui fabrique des produits raffinés à partir de pétrole brut. Le Canada compte 18 raffineries réparties dans 8 provinces. Ces raffineries, dont la capacité de production totale est de 2 millions de barils par jour, ont généré 5,6 milliards de dollars en PIB, et elles emploient plus de 18 000 Canadiens.
Le processus de raffinage consiste simplement à séparer, à briser, à remodeler et à recombiner des molécules de pétrole brut de façon à créer des produits à valeur ajoutée, par exemple de l'essence, du diesel et du carburant aviation. Ces carburants de transport représentent généralement 75 % de la production des raffineries, tandis que le mazout de chauffage, les lubrifiants, le mazout lourd, l'asphalte pour les routes et les matières premières que l'industrie pétrochimique transforme en centaines de biens et de produits que les consommateurs canadiens utilisent chaque jour — du plastique aux textiles en passant par les produits pharmaceutiques — représentent les 25 % restants.
Pour les raffineurs, le pétrole brut est l'intrant dont le coût est le plus élevé. En règle générale, sur une longue période, le prix d'un produit raffiné, par exemple l'essence, suit l'évolution des cours du brut, même si d'autres facteurs peuvent entrer en ligne de compte. La différence entre le prix du brut et le prix de l'essence à la pompe est attribuable à trois facteurs, à savoir la marge du raffineur, la marge du négociant et les taxes. Au cours des six derniers mois, la baisse du prix du brut s'est accompagnée d'une baisse considérable du prix à la pompe — à l'heure actuelle, le prix de vente au détail de l'essence est d'environ 20 ¢ le litre plus bas qu'il ne l'était il y a un an.
Je vous ai remis un document intitulé Info-Carburant. Il s'agit d'un rapport de Ressources naturelles Canada daté du vendredi 6 mars dernier. La figure 1 de la page 1 montre que, à l'échelle nationale, les prix de l'essence au détail ont suivi de près les cours du brut jusqu'en février dernier. Au cours des derniers mois, la tendance générale au chapitre des marges des raffineurs et des détaillants n'a pas changé de façon significative.
Je vous renvoie à la figure 5 de la page 4, plus précisément au graphique du coin supérieur gauche. On peut y constater des variations à court terme supérieures à la normale en ce qui concerne la marge du raffineur — et cela reflète généralement des changements saisonniers sur le plan de la demande et d'autres fluctuations à court terme au chapitre de l'offre et de la demande en essence —, de même qu'une légère tendance à la baisse pour ce qui est des marges du raffineur au cours des deux dernières années et demie à l'échelle nationale. Quant à la marge du négociant, elle a quelque peu augmenté, toujours à l'échelle nationale. Comme l'indique le graphique, la marge du raffineur a sensiblement chuté en janvier. À ce moment-là, les marges liées à l'essence subissaient une importante pression à la baisse en raison de changements saisonniers sur le plan de la demande, mais également par suite d'une forte augmentation de la production attribuable au fait que les raffineries nord-américaines fonctionnent à très haut régime.
Les prix relativement bas du brut et un marché à terme des produits raffinés laissant entrevoir que les prix seront plus élevés dans l'avenir que les prix au comptant actuels ont mené les raffineurs à traiter de plus grandes quantités de brut et à stocker une plus grande quantité de produits raffinés en vue de les vendre plus tard. Par conséquent, les stocks d'essence se sont accrus, et ils ont atteint des niveaux bien supérieurs aux normes saisonnières. Ce phénomène s'est accompagné d'une réduction des marges. Au cours du dernier mois, la moyenne nationale de production d'essence par les raffineries a augmenté notablement. Cela s'explique par plusieurs facteurs, notamment un ensemble de problèmes avec lesquels les raffineries ont récemment été aux prises, plus particulièrement des grèves déclenchées dans plusieurs installations aux États-Unis; un arrêt important et imprévu des activités d'une raffinerie de premier plan de la côte Ouest américaine; de même que des difficultés d'origine météorologique auxquelles plusieurs raffineries de l'est des États-Unis et du Canada ont dû faire face. Il faut ajouter à tout cela les arrêts à court terme d'exploitation aux fins d'entretien, normaux à ce temps-ci de l'année. Tout cela s'est traduit par une restriction considérable de l'offre de produits raffinés, laquelle a donné lieu à une hausse des prix de gros et des marges du raffineur. Un autre facteur important tient au fait que les exportations américaines de produits raffinés — notamment l'essence — ont atteint des niveaux records au cours des deux derniers mois.
Cela dit, il n'est pas rare que les prix du gros de l'essence et les marges des raffineurs soient à la hausse à ce temps-ci de l'année. Malgré tous les problèmes liés aux raffineries et à l'offre, la hausse saisonnière des marges des raffineurs de cette année est conforme à celles observées dans le passé. Les marges actuelles des raffineurs ne sont pas sensiblement supérieures à celles qui ont été observées au cours du premier trimestre des trois dernières années. En outre, les prix du diesel ont généralement suivi l'évolution des cours du brut, même si d'aucuns feront valoir que cela a pu être voilé par la récente différence de prix entre le diesel et l'essence.
Les disparités entre les prix de l'essence et du diesel sont normales, diverses fluctuations saisonnières de la demande liées à deux produits très distincts. La demande en essence culmine au printemps et à l'été, alors que la demande en diesel est à son maximum en hiver en raison de ses liens étroits avec le mazout de chauffage.
Depuis 2008, au Canada, en moyenne, le prix du diesel est de près de 7 ¢ le litre le plus élevé que celui de l'essence au cours de la période qui s'étend de novembre à février, et de près de 4 ¢ le litre moins élevé au cours de la période de mai à août.
Si la différence saisonnière entre les deux produits a été beaucoup plus marquée au cours des derniers mois, c'est en grande partie en raison de la diminution importante des marges liées à l'essence que j'ai évoquées plus tôt. En fait, les marges du raffineur en ce qui concerne le diesel sont pratiquement semblables à ce qu'elles étaient au même moment l'an dernier, et l'écart entre le diesel et l'essence a déjà commencé à se rétrécir, à mesure que l'hiver laisse place au printemps.
En conclusion, je soulignerai que la baisse des prix du brut s'est traduite par une baisse du prix du carburant. De plus, selon les plus récentes données de Statistique Canada en ce qui concerne les prix à la consommation, les coûts globaux liés au transport ont chuté de 5,3 % au cours des 12 mois précédant janvier 2015, et ce, à mesure que diminuait le prix du carburant.
Je vous remercie, et j'ai hâte de répondre à vos questions.
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Merci, monsieur le président.
Bonjour. Je m'appelle Richard Dunn, et je suis vice-président des Relations gouvernementales pour Encana, important producteur en amont du Canada. Je vous remercie de me donner l'occasion de vous parler aujourd'hui de l'incidence de la baisse du prix du pétrole à l'échelle mondiale sur le secteur énergétique canadien, de même que des difficultés auxquelles nous ferons face et des occasions qui s'offriront à nous dans l'avenir.
Les faibles prix qui ont actuellement cours font clairement ressortir l'importance que revêt pour l'industrie et le gouvernement le fait de travailler conjointement pour veiller à ce que le Canada profite au maximum des possibilités économiques à long terme que lui offrent ses ressources naturelles. À cette fin, nous devons adopter une démarche axée sur un partenariat dans le cadre duquel l'industrie continuera de s'adapter et d'innover, et le gouvernement, de prendre des mesures pour assurer notre compétitivité économique.
Comme l'a fait observer Tim McMillan de l'ACPP, les effets d'une situation de prix bas se font ressentir partout au Canada. Selon la Banque du Canada, les investissements de capitaux dans le secteur de l'énergie ont diminué de façon notable en 2015. Les sociétés du secteur énergétique, y compris Encana, ont déjà réduit leurs investissements de milliards de dollars, ce qui a des répercussions sur les résultats financiers des gouvernements, des entreprises, des collectivités et des particuliers de toutes les régions du pays.
Personne n'est en mesure de prédire l'avenir. Toutefois, selon quelques observateurs, le marché pourrait retrouver la voie de l'équilibre vers la fin de 2015. Cela dit, la question demeure: quel est le nouveau point d'équilibre?
De la même façon que nous ne pensions pas que 100 $ le baril constituait un prix durable, nous sommes d'avis que 50 $ n'est pas non plus un prix durable. L'industrie et le gouvernement doivent trouver ensemble des façons de prospérer dans un contexte où le prix du baril se situerait quelque part entre ces deux prix, et de faire la transition vers un contexte où un prix modique plus réaliste à long terme serait fixé.
L'industrie continuera de réagir de manière souple et innovante. Chez Encana, nous nous sommes imposé une rigoureuse discipline financière, nous avons de plus en plus concentré nos investissements sur nos éléments d'actif stratégiques essentiels, et nous avons réduit nos coûts grâce à des économies opérationnelles, à l'innovation technologique et à la collaboration avec notre chaîne d'approvisionnement. Nous avons observé une discipline financière en réduisant nos investissements de capitaux d'environ 700 millions de dollars, dont 300 millions de dollars au Canada, en 2015.
Au moment de mettre l'accent sur l'efficience et l'excellence opérationnelle, nous avons utilisé de nouvelles technologies afin d'accroître au maximum notre production et de réduire au minimum notre empreinte environnementale, par exemple le forage sur socle — lequel nous permet d'optimiser notre occupation du sol — et l'utilisation de sources d'eau saline aux fins de la fracturation hydraulique, ce qui nous permet de réduire au minimum notre utilisation d'eau douce. En termes clairs, l'adoption de méthodes respectueuses de l'environnement est non négociable. En d'autres termes, nous ne ferons aucun compromis en ce qui a trait au développement responsable au sein d'un contexte de bas prix.
Il ne s'agit que de quelques-unes des mesures qu'a prises Encana afin de composer avec une situation où le prix du baril est à 50 $, et où, pourrais-je ajouter, le prix du gaz naturel est sous la barre des 3 $. Nous avons l'occasion d'unir nos forces pour relever les défis que pose le cycle de bas prix et veiller à la prospérité à long terme du Canada.
J'ai parlé des mesures prises par l'industrie, et j'aimerais maintenant dire quelques mots à propos du rôle capital que joue le gouvernement.
À mes yeux, il est plus important que jamais que le gouvernement trouve des occasions qui permettront au Canada d'accroître sa compétitivité en privilégiant les infrastructures essentielles, un contexte budgétaire concurrentiel, une réglementation efficiente, la mobilisation des Premières Nations et l'acceptabilité sociale du développement des ressources. Je vais me pencher sur chacun de ces éléments.
Le Canada doit continuer à déployer de grands efforts pour mettre en place les infrastructures essentielles en vue de l'accès aux marchés mondiaux, y compris dans le domaine du GNL, de manière à ce que nous puissions réaliser notre plein potentiel dans le domaine des ressources. Quant aux entreprises, elles doivent de toute urgence prendre des décisions en matière d'immobilisations, et il est crucial qu'elles accélèrent le déroulement des projets d'infrastructure de façon à optimiser les investissements canadiens dans l'avenir.
Nous devons continuer d'insister sur le contexte fiscal. La reclassification des projets de GNL aux fins de l'impôt récemment annoncée par le gouvernement fédéral est un excellent exemple de mesures fiscales faisant du Canada un endroit attrayant et concurrentiel pour les investisseurs.
En ce qui concerne la réglementation, nous encourageons le gouvernement à continuer de se pencher sur les mesures législatives et réglementaires qui risquent de désavantager le Canada par rapport à ses concurrents. De manière à ce que nous puissions poursuivre notre mission commune en matière de développement responsable des ressources, nous devons adopter des politiques et des dispositions réglementaires qui établissent un juste équilibre entre la protection de l'environnement et la compétitivité économique. Il s'agit non pas d'abaisser nos normes environnementales, mais plutôt de veiller à ce que nos mécanismes d'examen de la réglementation soient le plus efficients possible.
Pour ce qui est des Premières Nations, il est impératif que le gouvernement assume le rôle de chef de file à un certain nombre d'égards, notamment au moment de clarifier le processus de consultation et d'accroître les capacités des Premières Nations. Le leadership du gouvernement est un élément essentiel de l'instauration d'une prospérité économique commune qui créera un contexte plus stable pour les investissements tout en créant des débouchés pour les collectivités autochtones.
Enfin — et il s'agit de l'élément le plus important —, nous devons continuer ensemble à renforcer la confiance du public à l'égard du développement des ressources. L'industrie et le gouvernement ont tous deux un rôle de premier plan à jouer au moment de s'assurer que la discussion est équilibrée. Nous devons parler d'une même voix afin d'aider le public à comprendre que la réussite du secteur énergétique rejaillit sur tous les Canadiens.
Je conclurai en disant que, selon nous, le temps est venu pour l'industrie et le gouvernement d'unir leurs efforts. Le contexte de bas prix a des effets partout au pays. Il s'agit d'un enjeu national qui a des répercussions partout au Canada et qui crée des possibilités générationnelles dans toutes les régions du pays.
Si nous travaillons efficacement ensemble, nous pourrons nous assurer que l'ensemble du Canada bénéficie du contexte de bas prix, prospère dans cet environnement et est bien placé en vue du rétablissement prévu des prix.
Merci.
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Merci, monsieur le président. Bonjour à tous. Je suis heureux d'avoir l'occasion de me présenter devant vous aujourd'hui. Je m'appelle Steve Reynish, et je travaille pour Suncor Énergie.
Vous savez sûrement que Suncor est l'une des plus importantes sociétés énergétiques intégrées du Canada. Elle emploie des milliers de Canadiens partout au pays. Elle mène notamment des activités d'exploitation et de valorisation des sables bitumineux dans le nord de l'Alberta, de même que des activités de production pétrolière classiques et en mer. Elle possède et exploite des raffineries à Edmonton, à Sarnia et à Montréal, et aussi une usine de lubrifiants à Mississauga. En outre, Suncor joue un rôle actif dans le secteur de l'énergie renouvelable; elle détient une participation dans sept parcs éoliens, et elle exploite à Sarnia la plus vaste usine de production d'éthanol du Canada. Comme elle exploite quelque 1 500 postes d'essence Petro-Canada, Suncor est, aux yeux de bon nombre de Canadiens, la « station-service du Canada ».
Je pense que la première observation que je vais formuler est évidente pour tout le monde ici présent. Le monde a énormément changé, comme l'illustre le fait que la valeur du baril de pétrole a chuté d'environ 50 $ au cours des deux ou trois derniers mois. J'ai remarqué ce matin que la valeur du baril de WTI était de nouveau sous la barre des 50 $. Il ne fait aucun doute que cela aura des répercussions sur l'industrie et sur l'économie canadienne. Chaque fluctuation de 10 $ du prix du baril représente pour Suncor plus de un milliard de dollars de flux de trésorerie.
Suncor s'était préparée pour cette chute des prix, et nous pouvons observer un retour à l'instabilité des prix sur les marchés. Nous estimons que, grâce à la stratégie claire que nous avons adoptée, nous nous trouvons dans une position raisonnablement favorable. Les fondements de cette stratégie sont simples: il s'agit d'optimiser nos activités de base, de viser une croissance rentable, de verser des dividendes aux actionnaires et de jouer le rôle de chef de file de l'industrie en matière de durabilité. Cette stratégie est fondée sur un souci de discipline sur le plan des capitaux.
Depuis deux ou trois ans, nous procédons à un examen rigoureux de nos coûts, et l'actuel contexte de bas prix n'a fait qu'accroître les efforts que nous déployons dans le cadre de cet examen. Nous avons effectué des compressions de un milliard de dollars dans notre budget d'immobilisations de la présente année, et nous envisageons d'effectuer des compressions de 600 à 800 millions de dollars dans notre budget d'exploitation au cours des deux prochaines années. Vous savez peut-être que nous avons également annoncé que nous allions éliminer 1 000 postes au sein de notre effectif. Je tiens à souligner qu'aucune de ces mesures n'aura de répercussions négatives sur notre rendement en matière de sécurité ou sur le plan de l'environnement.
Les sociétés de notre industrie qui doivent composer avec une dette plus lourde que la nôtre ou qui ne disposent pas des mêmes liquidités que nous ne se trouvent peut-être pas dans la même situation financière. Leur situation met en évidence les effets très réels de la chute des prix sur l'économie canadienne. Si vous le permettez, je vais vous fournir quelques exemples qui illustrent cela.
Sur le plan de l'équilibre entre l'offre et la demande de pétrole, les bas prix auront pour effet d'accroître la demande en énergie — comme nous pouvons déjà le constater aux États-Unis —, mais cela aura évidemment des conséquences négatives sur le flux de trésorerie des producteurs, qui seront contraints de réduire leurs coûts.
En ce qui concerne l'emploi, je mentionnerai que la diminution des recettes restreindra également notre capacité de maintenir un effectif stable. Toutefois, notre stratégie consistera à continuer d'accorder la priorité à la main-d'oeuvre locale, et de privilégier ensuite la main-d'oeuvre régionale, puis nationale, et de ne recourir à des travailleurs étrangers qu'en dernière extrémité. Le contexte actuel nous a permis de faire davantage d'embauche locale, et nous réduisons ou éliminons le recours à des travailleurs de l'extérieur dans nos sites accessibles uniquement par avion. Il est important de souligner que les bas prix ont eu pour effet de réduire le recours à l'option la plus coûteuse pour nous, à savoir l'embauche de travailleurs étrangers temporaires.
Pour ce qui est de l'investissement de capitaux, je vous dirai que le nouveau contexte de prix mène les entreprises à mettre des projets en veilleuse. Bien entendu, cela a des répercussions sur les secteurs de l'ingénierie et de la construction, de même que sur la mise en oeuvre des projets. La diminution de la valeur du dollar canadien a pour effet d'atténuer quelque peu le choc pour les exploitants canadiens, mais elle ne compense pas totalement la chute du prix du pétrole. Pour Suncor, la faiblesse du dollar canadien est une arme à deux tranchants, car si ses recettes sont en dollars canadiens, sa dette, elle, est libellée en grande partie en dollars américains.
En ce qui a trait à la chaîne d'approvisionnement, je vous dirai que les bas prix ont également une incidence sur nos dépenses dans d'autres secteurs, notamment le transport, la fabrication, l'accueil, le tourisme et la haute technologie. Je crois que, dans le cas du Canada, cette liste est longue. Bien entendu, la chute des cours du pétrole se traduit également par une diminution de l'impôt et des redevances que nous versons.
Nous devrons tous déployer des efforts soutenus afin de relever ce défi. À cette fin, le rôle de l'industrie consistera à mettre l'accent sur la fiabilité et la sécurité de ses activités et sur la réduction des coûts; celui des entrepreneurs et des fournisseurs, à nous aider à trouver des façons novatrices de réduire les coûts; et celui du gouvernement, à s'assurer de mettre en place un cadre stratégique solide et cohésif qui facilitera la mise en oeuvre de projets. Nous sommes particulièrement préoccupés par les éventuels effets cumulatifs de l'impôt et de la réglementation.
Je vais m'arrêter ici. Je vous remercie, monsieur le président.
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Monsieur le président, comme je n'en suis pas à ma première expérience de témoins, je sais que le temps dont je dispose s'écoulera très vite. Par conséquent, sans plus tarder, je vais formuler six observations et sept recommandations.
La première observation est la suivante: la chute des cours du pétrole a été brutale. Cela ne fait aucun doute. Cependant, personne ne devrait être surpris de cela. Le prix du pétrole fluctue sans cesse, et on ne peut pas assimiler à une crise ou à une urgence une situation qui devait survenir tôt ou tard.
Deuxième observation: nous ne nous retrouvons pas en territoire inconnu. En fait, au cours des 40 dernières années, le prix moyen du pétrole, rajusté en fonction de l'inflation, a été de 50 $ le baril, soit presque exactement le prix actuellement en vigueur. Bien honnêtement, il était irréaliste pour l'entreprise de croire que le prix demeurerait indéfiniment à 100 $ le baril.
Ma troisième observation concerne le fait que nous devrions probablement nous habituer à l'actuelle fourchette de prix. Les facteurs qui ont mené à l'actuelle saturation sont toujours en place. À l'échelle internationale, la demande est faible. Quant à la production, elle demeure élevée et ne montre aucun signe de ralentissement. Bien entendu, nous disposons de nouvelles technologies qui transforment le marché du pétrole de la même façon que les nouvelles technologies ont transformé les marchés du gaz naturel à l'échelle mondiale et régionale il y a 10 ans environ, transformation qui s'est traduite par une diminution à long terme du prix du gaz naturel. Nous pouvons nous attendre à ce qu'un phénomène semblable touche le secteur du pétrole.
Quatrième observation: la chute du prix du pétrole a eu des effets négatifs pour certains Canadiens, mais positifs pour d'autres — tout dépend du lieu où l'on travaille et de l'endroit où l'on vit. De toute évidence, cette chute a eu une incidence positive pour les consommateurs puisque le prix de l'énergie est bas. La faible valeur du dollar a également des répercussions bénéfiques pour quelques fabricants. Il s'agit là de facteurs que nous ne devons pas perdre de vue dans le cadre de la présente discussion.
Ma cinquième observation concerne le marché du travail en Alberta. Les prix du pétrole ont eu des effets variables sur l'emploi, même en Alberta, et même au sein du secteur énergétique. En réalité, ce secteur est composé d'un ensemble d'au moins trois sous-secteurs. Ainsi, le sous-secteur du forage et des services relatifs aux champs pétrolifères, par exemple, a été très durement touché puisque les entreprises qui en font partie réagissent toujours aux bas prix en réduisant très rapidement leurs investissements de capitaux. C'est ce qui s'est produit, et cela se traduit déjà par un nombre considérable de pertes d'emplois au sein de ce sous-secteur.
Le deuxième sous-secteur est celui des services de construction liés aux sables bitumineux. Ce qui préoccupe nos membres, ce n'est pas la situation qui règne en ce moment. En effet, la plupart d'entre eux mènent des projets dont le financement a été approuvé avant la chute des cours du pétrole. Ce qui les préoccupe principalement tient à ce qui se produira si les prix actuels demeurent en vigueur au moment où sera lancée la prochaine génération de projets liés aux sables bitumineux. Pour l'instant, la plupart de nos membres travaillent.
Le troisième sous-secteur, celui de la production en aval à valeur ajoutée, est constitué des installations de valorisation et de raffinage, de même que des usines pétrochimiques. L'une des choses sur lesquelles nous attirons toujours l'attention tient au fait que l'emploi dans ces secteurs en aval demeure très stable pendant les périodes où le prix du pétrole est bas. Si nous encourageons toujours l'investissement dans le secteur en aval, c'est notamment parce que cela suscite la stabilité, même au cours des périodes où les prix sont en baisse.
En outre, cette année, une foule de nos membres du domaine de la construction trouvent du travail durant les périodes de cessation des activités pour fins d'entretien de base des installations du secteur énergétique, par exemple, dans les usines de valorisation et de raffinage. Les arrêts et les reprises d'activité ont suscité beaucoup de travail cette année, et cela arrive à point nommé. De plus, en ce moment, il y a énormément de travail commercial en Alberta, et cela a permis d'atténuer les effets du prix du pétrole sur le domaine de la construction.
Sixième observation: j'enjoins aux membres du comité de ne pas trop se préoccuper de ce que j'appelle les discours catastrophistes. Comme l'a si bien dit Winston Churchill, il ne faut jamais gaspiller une bonne crise, mais c'est ce qui se passerait si nous écoutions les sombres paroles que profèrent actuellement certains prophètes de malheur à propos des sables bitumineux, par exemple le président de Canadian Natural Resources, qui a évoqué la présence d'une spirale infernale dans le secteur des sables bitumineux, et qui, quelques jours plus tard, annonçait des profits annuels de 3,9 milliards de dollars pour son entreprise. Le premier ministre de notre province a également joint sa voix à cette chorale de prophètes de malheur.
Je soutiens que les choses ne vont vraiment pas si mal que cela, et que les gens comme notre premier ministre et le président de CNR utilisent simplement la présente crise comme Winston Churchill a suggéré de le faire, en l'exploitant à leur propre avantage. En effet, Canadian Natural Resources tente de profiter de la crise pour réduire considérablement le nombre d'entrepreneurs. Quant au premier ministre, il tente de sabrer les travailleurs du secteur public.
En ce qui concerne les recommandations...
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Merci beaucoup, monsieur le président.
Merci à tous d'être ici. Merci à vous, monsieur McGowan, d'être des nôtres même s'il est un peu plus tôt chez vous.
Les politiciens se plaisent à penser que leur influence est plus grande qu'elle ne l'est en réalité. J'ai sous les yeux une déclaration de l'ancien député de Fort McMurray selon laquelle il aimerait qu'on ralentisse la cadence; il évoque les gens qui doivent attendre deux heures le matin, et il souligne que les sables bitumineux ne vont nulle part. Enfin, il mentionne qu'il faudrait gérer cela convenablement.
À mes yeux, le fil conducteur des propos que nous avons entendus ce matin, c'est le fait que les entreprises sont en train de modifier l'orientation de leurs décisions en matière d'investissement.
Monsieur Dunn, je m'adresserai d'abord à vous. À l'heure actuelle, l'entreprise que vous représentez, à savoir Encana, coupe dans le gras. Elle tente de faire des économies, de conserver sa souplesse et d'adopter un régime minceur. Est-il juste de dire cela?
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Laissez-moi répondre de deux manières.
Premièrement, en ce qui a trait à la création d'emplois, le type de projet sur lequel vous travaillez a de l'importance. Certainement, si vous construisez des oléoducs, des emplois sont créés, mais en un bien plus petit nombre et pour une période bien plus courte que si vous construisez une grosse usine industrielle comme une raffinerie ou une usine de traitement. Cela dépend du projet, mais quand vous construisez un oléoduc, vous offrez du travail à des centaines de travailleurs de la construction pour une période de un an ou deux, alors que quand il est question de la construction d'une raffinerie, on parle de milliers d'emplois.
De plus, une fois que la raffinerie est construite, des emplois à long terme sont créés pour toute la durée de vie de l'installation, non seulement pour les gens responsables des opérations, mais aussi pour ceux qui travaillent dans le domaine de l'entretien des bâtiments. J'ai parlé des examens et des arrêts et de l'entretien régulier. Nous employons littéralement des milliers de travailleurs de la construction — des plombiers, des tuyauteurs, des électriciens — tous les ans afin d'entretenir les usines existantes. Si on ne construit pas l'usine, ce travail de construction constant n'existe pas; on passe à côté.
Je suis en désaccord avec l'argument selon lequel la construction d'oléoducs afin d'avoir accès à de nouveaux marchés augmentera automatiquement le prix auquel on pourra vendre le pétrole. Il s'agit d'arguments-slogans, sans plus. Il s'agit d'un slogan que nous serinent le gouvernement de l'Alberta et des organisations comme l'ACCP depuis des années. J'ai parlé à des économistes et j'ai assisté à des audiences de l'Office national de l'énergie auxquelles prenaient part des experts, et ce n'est pas nécessairement vrai que le prix augmente simplement parce que notre approvisionnement est relié aux marchés outre-mer.
Regardez le marché asiatique, par exemple. Quand on envoie du bitume là-bas, seulement 25 % des entreprises de raffinage peuvent l'accepter en tant que matière première, puisqu'elles possèdent des unités de craquage plutôt que des raffineries ayant des capacités de cokéfaction.
Le marché mondial est loin d'être aussi important que ce qu'on nous a laissé croire. Le pétrole léger non sulfuré peut être utilisé dans toutes les raffineries du monde, mais ce n'est pas le cas de notre produit, le bitume. Le simple fait de l'envoyer outre-mer ne garantit pas un prix plus élevé. Cela est particulièrement vrai maintenant qu'il y a une surabondance non seulement aux États-Unis, mais sur le marché mondial. Il me semble ridicule de dire que le fait d'offrir davantage de produits sur un marché mondial saturé nous permettrait d'obtenir de meilleurs prix. Je crois que la majorité des gens s'entendent pour dire que le fait d'écouler un produit sur un marché saturé a pour seul impact de maintenir les prix plus bas pour une plus longue période, peu importe que ça soit l'Alberta ou l'OPEP qui le fasse.
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Merci beaucoup, monsieur le président.
Merci à tous nos témoins. J'apprécie beaucoup le fait que vous partagiez vos points de vue avec nous ce matin.
L'instabilité de l'industrie a constitué l'un des thèmes récurrents pour bon nombre d'entre vous. Il y a quelques décennies, quand j'étais en stage chez Price Waterhouse dans les années 1980, les gens quittaient leur maison en Alberta à cause de l'instabilité du marché. Bien sûr, il ne s'agit pas d'un nouveau facteur, malgré certains commentaires formulés récemment.
J'aimerais faire le lien avec la perspective d'emploi, puisqu'en tant que membre du gouvernement conservateur, je ressens énormément de fierté de savoir que notre gouvernement a créé un plus grand nombre d'emplois, et des emplois de bonne qualité, que tout autre membre du G7.
Suncor est une grande entreprise. C'est une entreprise qui évolue au sein d'une industrie très complexe, mais vous avez mentionné avoir 1 000 employés de moins maintenant. J'aimerais savoir, avec l'instabilité, avez-vous l'intention de ramener...? Ces personnes auront-elles l'occasion de...? Je présumerais que vous avez sans aucun doute investi dans ces gens au cours des années, donc, comment récupérez-vous cet investissement?
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J'aimerais en parler moi aussi.
Il ne s'agit pas simplement des travailleurs au sein de notre entreprise. Ce qui a changé depuis les années 1980, selon moi, c'est l'importance de l'impact de l'industrie sur le Canada. Comme vous l'avez dit, dans les années 1980, vous avez vu une industrie qui se situait davantage en Alberta, avec la fabrication et ainsi de suite, et les appareils de forage. Maintenant, vous voyez une industrie qui est présente d'un océan à l'autre, et cela est le résultat d'un effort conscient des entreprises.
Il y a environ 2 300 fournisseurs au Canada qui approvisionnent le secteur pétrolier et gazier. Ces fournisseurs qui oeuvrent dans la fabrication, que ce soit de valves à l'extérieur de Montréal, de matériel tubulaire en Ontario, ou qui offrent des services juridiques et professionnels à partir de Toronto, constituent bien plus qu'une industrie nationale. Ces réductions de l'activité touchent plus que les seuls employés de notre entreprise et ont un impact plus large sur les services et les fournitures que nous obtenons dans l'ensemble du Canada. Il s'agit d'une différence importante par rapport aux années 1980.
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Avec tout le respect que je vous dois, non.
Certainement, il y a une différence en matière de délais entre les différentes parties du secteur. Les sables bitumineux exigent davantage d'investissements volumineux, et, comme Tim l'a mentionné, ces investissements sont à plus long terme, donc, si vous êtes dans le milieu, il y a de bonnes chances que vous ayez engagé d'importants coûts irrécupérables et que vous allez poursuivre.
Là où je travaille, en amont des choses, comme l'a dit M. McGowan, nous réagissons très rapidement au changement des prix des produits de base, et l'effet sur nos fournisseurs dans l'ensemble du Canada est aussi instantané. Nous n'avons pas besoin du même niveau. C'est pourquoi il est essentiel que nous fassions ce que nous pouvons faire pour retenir la part de marché du Canada grâce à des mesures prises par des entreprises et par le gouvernement afin de pouvoir bien la conserver et de garder l'économie forte dans l'ensemble du Canada.
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Comme je l'ai dit dans mon discours d'ouverture, à long terme, le prix du pétrole à la pompe suit généralement les variations du prix du pétrole brut. Bien sûr, comme nous l'avons vu au cours des deux dernières années et demie, même s'il y a eu une instabilité du prix du pétrole brut, il y a eu une stabilité relative des marges de profit des raffineries et des commerçants. Le prix à la pompe a, de façon générale, reflété les variations du prix du pétrole brut.
Je ne veux pas dire qu'il n'y a pas de variations à court terme. En grande partie, ces variations sont saisonnières, puisque l'équilibre entre l'offre et la demande change avec les saisons, tout comme le déséquilibre à court terme de l'offre et de la demande, qu'il provienne d'une flambée de la demande ou d'un déficit d'approvisionnement causé par les pannes imprévues d'une raffinerie ou du genre de situations que nous avons vues récemment aux É.-U., où un certain nombre de raffineries ont fermé à cause d'une grève. C'est un marché nord-américain, et non uniquement un marché canadien. Le Canada représente 10 % de ce qui est un marché nord-américain beaucoup plus important.
Si nous revenons à l'expérience de 2008, ce que vous avez vu, c'est que pendant que le pétrole était de plus en plus en demande en tant que produit de base mondial, le prix du pétrole en Amérique du Nord diminuait en tant que produit de base nord-américain à mesure que les impacts de la récession commençaient à se faire sentir, particulièrement aux É.-U. À un certain moment en 2008, les marges étaient devenues nulles et, en fait, étaient négatives en ce qui a trait au raffinage, étant donné que la dynamique de l'offre et de la demande relative à l'essence était différente de la dynamique de l'offre et de la demande à l'échelle mondiale relative au pétrole brut.
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Merci, monsieur le président.
Merci aux témoins.
C'est toujours intéressant. Je possédais une station d'essence à Edmonton, il y a environ 25 ans, quand le prix à la pompe était de 39,9 ¢, et j'ai des amis et de la parenté en Alberta, où le prix était de 60 ¢ au cours du dernier mois. J'essayais de comprendre pourquoi, dans l'Okanagan, nous avons toujours des prix plus élevés, et c'est quelque chose dont nous continuerons de débattre. Toutefois, aujourd'hui, nous sommes ici afin de discuter de l'approvisionnement et des impacts économiques mondiaux sur les prix mondiaux.
La première question s'adresse à M. Boag. Vous avez mentionné qu'il y a 18 raffineries au Canada, en réponse à la question de M. Cullen. Une étude a été faite en 2012 par le Comité permanent des ressources naturelles ici même au Parlement: « État actuel et futur des oléoducs et des gazoducs et la capacité de raffinage au Canada ». L'étude disait qu'il y avait à cette époque 19 raffineries. Je me demande combien de raffineries nous avons construites dans les 25 dernières années.
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Merci à tous d'être ici ce matin. La discussion a été intéressante.
Monsieur McGowan, je veux vous féliciter de vos commentaires. Souvent, quand nous entendons un témoignage, nous nous perdons dans le grand nombre d'explications, mais vous avez fait un travail remarquable en exprimant vos observations et vos recommandations. Je souhaite parler de certaines de ces choses, parce qu'on semble laisser entendre qu'il serait possible de faire en sorte que cela joue en notre faveur.
Voici mon problème: nous n'avons pas d'économistes, et je ne suis certainement pas un économiste moi non plus, mais je comprends l'offre et la demande. Je suis aussi très nerveux quand les gouvernements... Je pense à Ronald Reagan et à sa célèbre citation: « Je suis là pour vous aider ».
Sur quoi pouvons-nous nous entendre? Y a-t-il un consensus au sein de l'industrie selon lequel nous devons déplacer une partie du pétrole de l'Ouest, et les raffineries feraient-elles les mises à niveau nécessaires afin que cela puisse fonctionner? Je cherche à harmoniser l'offre et la demande. Qui décide? Suncor ne va pas voir le gouvernement... du moins, pas actuellement, et j'espère que ce jour ne viendra jamais. C'est le marché qui décide de ces choses.
Y a-t-il un consensus? Y a-t-il quelque chose que nous reconnaissons en tant qu'industrie et que nous pouvons reconnaître en tant que gouvernement, un objectif vers lequel nous pouvons commencer à travailler? J'imagine qu'à ce moment précis, je parle de l'oléoduc vers l'est.
Quelqu'un a aussi parlé des marées. Parlez-vous du moment où arrivent les pétroliers? Ils se déplacent en fonction des marées, n'est-ce pas?
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Merci, et je vous remercie, monsieur Adler.
Il reste deux ou trois minutes. J'ai un certain nombre de questions, mais je n'ai pas le temps de toutes les poser. Je vais tenter d'en aborder une.
Je conviens que nous ne devrions pas avoir des réactions exagérées, à l'échelon fédéral comme à l'échelon provincial.
Monsieur Reynish, vous avez dit que Suncor devait verser 2,7 milliards de dollars en impôts au gouvernement canadien et que cette somme est maintenant passée à 800 millions de dollars. C'est une conséquence non négligeable. Une autre préoccupation... Monsieur Dunn, vous avez évoqué la nouvelle normale. Vous avez sans doute fait face à une nouvelle normale en ce qui a trait aux prix du gaz naturel. Les gens parlent des marchés qui montent et qui redescendent, mais ce qui est préoccupant, c'est que notre situation géopolitique a changé fondamentalement et que le marché de la production du pétrole brut a changé fondamentalement, au moment où les États-Unis s'imposent dans une très grande mesure comme étant l'un des trois principaux producteurs de pétrole brut au monde. Vous avez la réaction de l'OPEP et celle de l'Arabie saoudite, qui viseraient à perturber le marché et à faire chuter le prix afin de préserver ou d'accroître leur part du marché. Il me semble que c'est le sujet tabou que nous n'avons pas encore abordé aujourd'hui, et je le mentionne lorsqu'il ne reste que deux minutes au groupe de témoins. Quelqu'un veut-il prendre la parole à ce sujet?
Le Canada est un preneur de prix dans toute cette situation. Ce que je me demande, c'est ceci: advenant que l'OPEP ou l'Arabie saoudite conserve cette stratégie commerciale, pendant combien de temps pourrons-nous, dans notre pays, soutenir cette situation?
Je vais laisser M. Reynish répondre. Je n'ai probablement que le temps de laisser un ou deux d'entre vous formuler un commentaire à ce sujet.
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Merci. J'apprécie ce commentaire. J'aimerais l'approfondir davantage. Peut-être que M. Leach pourra aborder cette question auprès du prochain groupe de témoins.
Je veux vous remercier tous sincèrement de votre présence. S'il y a quoi que ce soit d'autre que vous voulez que le comité consulte, veuillez me le soumettre. Je vais m'assurer que tous les membres le reçoivent.
Je veux remercier tous nos témoins, ici, à Ottawa.
Monsieur McGowan, merci beaucoup de vous être levé deux heures plus tôt, à Edmonton, afin d'être avec nous depuis là-bas.
Chers collègues, nous allons suspendre la séance pour deux ou trois minutes, puis nous reviendrons avec notre prochain groupe de témoins.
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Chers collègues, veuillez vous asseoir pour accueillir le deuxième groupe de témoins. Nous allons commencer tout de suite. Merci.
Nous reprenons notre discussion ici et poursuivons notre étude de l'impact des bas prix du pétrole sur l'économie canadienne. Il s'agit de notre deuxième groupe de témoins, ce matin. Nous avons quatre témoins à entendre de ce groupe.
Tout d'abord, nous accueillons M. Andrew Leach, professeur à l'Alberta School of Business, à l'Université de l'Alberta. Bienvenue, monsieur Leach. Nous accueillons aussi la présidente de l'Association canadienne des carburants renouvelables, Mme Andrea Kent. Bienvenue aux travaux du comité. Nous accueillons ensuite M. David McLellan, économiste principal et stratège opérationnel de Packers Plus Energy Services. Enfin, nous entendrons M. Rob Schaefert, vice-président exécutif, Commerce et marketing, de la TransAlta Corporation.
Nous allons commencer par M. Leach. Vous disposez de cinq minutes chacun pour prononcer votre déclaration préliminaire, puis nous allons passer aux questions des membres.
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Bonjour. Merci beaucoup. C'est un plaisir d'être ici parmi vous aujourd'hui.
Je voudrais formuler des commentaires sur trois aspects de l'effondrement des prix du pétrole à votre intention aujourd'hui. J'examinerai premièrement les façons dont les changements survenus sur le marché ont influé sur l'avenir des projets liés aux sables bitumineux. Deuxièmement, je parlerai brièvement des politiques relatives aux gaz à effet de serre et des projets liés aux sables bitumineux à la lumière de l'effondrement des prix du pétrole. Ensuite, si le temps le permet, j'ajouterai également quelque chose sur le raffinage et la valorisation.
Comme vous le savez, et comme nous en avons discuté dans le premier groupe, les prix du pétrole ont diminué considérablement au cours des neuf derniers mois. Au début, nous avions un peu l'avantage, au Canada, plus particulièrement dans le cas des sables bitumineux, puisque le dollar canadien était faible, que les rabais étaient peu élevés et que le diluant était bon marché, ce qui a fait en sorte que les projets de sable bitumineux canadiens se sont probablement mieux portés que la moyenne des projets à l'échelle mondiale. C'est en fait l'inverse, à présent; les choses ont donc beaucoup empiré depuis un petit bout de temps pour les sables bitumineux. Il semble que chaque fois que j'écris que cette industrie va bien, sa situation empire.
Pour comprendre les répercussions de ces prix sur les projets liés aux sables bitumineux, je vais faire un survol rapide de trois aspects.
Lorsque nous regardons les prévisions de l'Association canadienne des producteurs pétroliers concernant la production des sables bitumineux, nous pensons que c'est un repère raisonnable pour ce qu'a prévu l'industrie. Vous voyez environ deux millions de barils par jour de production actuelle, à peu près un autre million de barils par jour de production escomptée, qui est actuellement en construction, puis deux millions de barils par jour de plus imputables à des projets de croissance prévus. Il s'agirait de projets dans lesquels aucun capital important n'a déjà été investi.
Si vous répartissez les activités actuelles dans ces trois groupes, vous courez très peu de risque de voir l'une ou l'autre de ces activités s'interrompre. Je vais vous donner deux ou trois exemples simples: dans le cas d'un projet comme Horizon de CNRL, le coût de la production est d'environ 38 $ le baril aujourd'hui, pour un produit qui se vend environ 60 $ le baril. Ainsi, vous avez encore une marge d'exploitation saine.
Les statistiques de Suncor, dont vous avez entendu un représentant plus tôt ce matin, sont assez semblables. Les coûts de production par baril de cette entreprise — et elle fait partie des plus importants producteurs des sables bitumineux parce qu'elle a un projet intégré d'envergure — sont d'environ 35 $, et ce baril se vend pour une somme d'environ 60 $ à 70 $. Si vous parcourez la liste de ces projets in situ actuels, l'entreprise court très peu de risque d'avoir à en arrêter un, sauf si les prix du pétrole empirent vraiment beaucoup.
Pour les nouveaux projets, c'est une histoire un peu différente. Comme les économistes, nous voyons toujours les choses sous deux angles; je parlerai donc de deux types. D'un côté, nous avons les projets dans lesquels un capital important a déjà été investi, et de l'autre, nous avons les projets pour lesquels cela n'a pas été le cas.
Si vous regardez ceux qui ont fait l'objet d'un investissement important en capital — et nous en avons vu un bon exemple récemment, encore une fois, chez Suncor, c'est-à-dire le projet de Fort Hills —, même s'il s'agit d'un projet relativement onéreux, cela a valu la peine pour l'entreprise de le poursuivre parce que, même si les prix du pétrole sont peu élevés, le taux de rendement du capital investi en perspective est encore positif.
Il s'agit également d'un secteur où vous pouvez clairement voir l'incidence du dollar canadien. Auparavant, nous pensions que les nouvelles mines étaient des projets qui avaient besoin d'un baril de WTI à 85 à 100 $ pour fonctionner. Compte tenu du dollar canadien d'aujourd'hui, vous pouvez probablement faire fonctionner une nouvelle mine grâce à un prix se situant entre 65 et 70 $ le baril de WTI, si le dollar canadien reste stable. Dans le cas d'un nouveau projet in situ, ces chiffres diminuent encore plus, jusqu'à une fourchette de 50 à 65 $ le baril. Si nous observons les projets qui sont en train d'être mis sur pied dans lesquels un capital important a été investi, ces chiffres diminuent encore davantage.
Alors, qu'est-ce que cela signifie pour ce qui est de savoir à quoi vous attendre? Cela veut dire que vous devriez essentiellement vous attendre à ce dont a parlé M. McMillan de l'Association canadienne des producteurs de pétrole ce matin: un recul des investissements en capital à venir dans de nouveaux projets qui entraînera une réduction du taux d'augmentation de la production pétrolière, si vous arrivez à suivre cette double négation. La production sera donc inférieure à vos attentes, mais supérieure à celle d'aujourd'hui.
Ensuite, une politique relative aux GES pourrait-elle perturber cette tendance? Serait-il fou d'adopter de nouvelles politiques relativement aux émissions des sables bitumineux?
Je ne le pense pas. Si vous regardez les types de politiques qui ont été proposés, que ce soit pour quelque chose comme une approche 30-30 ou 40-40 en Alberta ou à l'échelon fédéral, voire même quelque chose comme la taxe sur le carbone de la Colombie-Britannique, la marge en question est, dans le cas d'une approche 30-30, peut-être de 10 ¢ à 25 ¢ le baril. Si vous optez pour la taxe sur le carbone de la Colombie-Britannique, elle pourrait être de 1 $ le baril, tout au plus.
Je ne sais pas pour vous, ici présents, mais je trouve en fait qu'il est beaucoup moins réconfortant de penser au fait que notre industrie des sables bitumineux est à 25 ¢ le baril de la catastrophe que de penser à la perspective d'une politique relative aux gaz à effet de serre. Selon moi, il est beaucoup plus avantageux pour nous d'avoir une politique crédible en matière de gaz à effet de serre dans l'industrie des sables bitumineux que de ne pas en avoir du tout.
Enfin, concernant le raffinage — et vous avez entendu certaines réflexions sur le raffinage de la part de M. McGowan ce matin —, il est vrai que les marges de raffinage tiennent mieux le coup, puisqu'elles reflètent souvent le coût du raffinage, pas celui du pétrole brut. Nous constatons que les marges sont plus stables, mais, selon une analyse récente que je viens tout juste de terminer il y a quelques semaines, le rendement total pour les actionnaires, pour les gouvernements et pour les redevances serait plus élevé d'un facteur d'environ 40 % par dollar investi pour l'extraction seule par rapport à l'extraction plus le raffinage.
Merci beaucoup de votre attention. J'ai hâte de répondre à vos questions.
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Bonjour. Merci beaucoup.
C'est un privilège d'être ici aujourd'hui au nom de l'Association canadienne des carburants renouvelables et de nos membres.
Je ne fais qu'un survol rapide du contexte: notre industrie nationale des biocarburants génère maintenant 3,5 milliards de dollars par année en activité économique. À ce jour, nous avons créé plus de 14 000 emplois canadiens de qualité. Notre rendement sur les investissements est de 3,7 milliards de dollars par année pour le gouvernement. Nous affichons une croissance importante depuis 2006.
Notamment, 26 usines de carburant renouvelable sont exploitées dans l'ensemble du Canada. Elles ne font pas seulement que du biocarburant. Nous faisons de la technologie propre. Nous fabriquons de nouveaux produits, et nous élargissons notre approvisionnement en carburants renouvelables.
L'Association canadienne des carburants renouvelables représente l'ensemble du spectre de l'industrie nationale des biocarburants du Canada. Nos membres sont des producteurs de biocarburants, des distributeurs de pétrole, des détaillants et des agriculteurs. Au cours de nos 30 ans d'histoire, nous avons fait face à de nombreux défis, et nous les avons surmontés. Les déclins comme celui-ci et les faibles prix que nous observons dans cet environnement ne sont certainement pas du jamais vu. Bien entendu, je ne cherche pas à minimiser l'incidence qu'ont les faibles prix du pétrole sur notre industrie ou sur nos membres, mais nous ne sommes pas en terrain inconnu. Cela nous est déjà arrivé auparavant.
Après tout, les industries des biocarburants renouvelables et du pétrole sont très étroitement liées. Plus tôt dans la séance, nous avons entendu des représentants de l'Association canadienne des producteurs de pétrole et de la FCA. Je veux que vous sachiez que ces deux groupes représentent vraiment l'ensemble de nos clients. Ils sont aussi nos membres... Vous avez entendu un représentant de Suncor. Nous travaillons ensemble; nous avons directement un rôle à jouer dans la réussite de l'autre et, par conséquent, ce qui affecte l'un a une incidence sur l'autre.
En gardant à l'esprit les questions du comité, je vais vous présenter un aperçu de ce que nous observons dans notre industrie en conséquence des faibles prix.
En guise de contexte, nous avons des mandats fédéraux. Il y a une exigence de 5 % pour l'éthanol dans les stocks d'essence et de 2 % pour le biodiesel ou le diesel renouvelable dans les stocks de distillat. Il est vraiment important de souligner que ces mandats et cette politique stable nous aident à compenser bien des perturbations qu'un environnement de faibles prix peut occasionner.
Même si nous sommes une industrie nationale ici, un grand nombre de nos entreprises sont exploitées sur un axe nord-sud. Les importations d'éthanol américain ont été réduites. Les exportations des Américains vers le Canada sont beaucoup moins importantes que les prévisions de l'an dernier. Comme les exportations des États-Unis se font rares, le produit recule à l'intérieur du marché américain. Ce recul a causé une dépréciation sur le marché des États-Unis.
Il réduit la quantité de mélange à teneur accrue en éthanol sur le marché canadien comparativement à ce que nous avons observé les années précédentes. C'est important parce que, en raison de ce mélange et de la conformité excessive en grande partie dus au prix avantageux de l'éthanol, le Canada accroît la teneur en éthanol et dépasse l'exigence du mandat national d'environ 130 % par année. Cela va maintenant diminuer parce que le prix de l'éthanol est de moins en moins avantageux.
En moyenne, le prix de gros de l'éthanol est inférieur d'environ 20 ¢ à celui de l'essence. La chute des prix de l'essence affaiblit l'avantage lié à ce prix et élimine essentiellement bien des incitatifs financiers associés aux taux de mélange élevés et aux mélanges excessifs que nous avons observés dans le passé.
L'excédent de produit qui en découle aux États-Unis réduit également le marché pour les biocarburants canadiens; par conséquent, il réduit la demande et exerce une pression à la baisse sur les marges de profit. En même temps, nous voyons que les coûts des intrants sont un peu plus élevés, que les achats diminuent, que les investisseurs voient leur portefeuille réduit et que l'accès au capital se resserre. D'une façon ou d'une autre, nous ressentons tous les effets de cette situation.
Ce qui est encore plus préoccupant que la fluctuation des prix à court terme, c'est l'instabilité des politiques à moyen et à long terme, et cela vaut pour tout marché. Le besoin à long terme pour le Canada de diversifier son mélange de carburants demeure vraiment important. C'est un peu le problème ici, pour nos membres et nous aujourd'hui, et ce, malgré tout ce qui se passe, y compris le déclin des prix du pétrole.
La bonne nouvelle, et il y a une bonne nouvelle, c'est que le Canada profite de mandats nationaux stables qui ont aidé à renforcer sa résilience. Toutefois, si nous voulons continuer de croître et de progresser, les politiques gouvernementales doivent suivre la cadence, d'une part, surtout en renouvelant et en élargissant les mandats relatifs au diesel renouvelable, ce qui est important, le faisant passer de 2 à 5 % et, d'autre part, en appuyant l'innovation et l'établissement d'un accès plus large au marché pour les producteurs. Cela va refléter bien des commentaires que vous avez entendus au cours de la première heure.
Merci beaucoup de m'avoir invitée. J'ai hâte de répondre à vos questions.
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Merci, et bonjour. Je m'appelle Rob Schaefer, et je suis le vice-président exécutif du commerce et du marketing à TransAlta.
Je vous remercie de m'accueillir aujourd'hui. Je suis vraiment reconnaissant d'avoir la possibilité de prendre la parole au sujet de l'incidence de la chute des prix du pétrole sur le secteur de l'électricité.
Avant que je ne commence, laissez-moi présenter TransAlta à ceux d'entre vous qui ne connaissez pas notre entreprise. Nous sommes le premier producteur d'électricité et négociant en électricité coté en bourse en importance au Canada. Nous sommes en affaires depuis plus de 100 ans, et notre siège social est situé à Calgary. Notre entreprise est très diversifiée. Nous avons des exploitations dans tout le Canada, aux États-Unis et en Australie-Occidentale. Nous comptons 64 installations de production, et nous englobons pas mal tous les types de carburants, de l'eau au vent, en passant par le charbon et le gaz, et la capacité totale de notre parc est de plus de 8 500 mégawatts pour l'ensemble de ces pays. Nous sommes le premier générateur éolien en importance au Canada, et nous comptons parmi les plus grandes entreprises d'énergie renouvelable cotées en bourse au Canada.
Nous sommes présents dans vos collectivités. Nous possédons de petites centrales hydroélectriques en Colombie-Britannique. Nous avons des centrales au charbon en Alberta. Nous possédons des parcs éoliens au Québec. De fait, nous avons une centrale de cogénération alimentée au gaz ici même, à Ottawa, qui sert le centre de santé pour enfants situé tout juste au nord d'ici. Nous servons cet établissement depuis un certain nombre d'années, et nous sommes très fiers du fait que nous venons tout juste de négocier un nouveau marché avec l'Office de l'électricité de l'Ontario afin de poursuivre l'exploitation de cette centrale.
Nous contribuons beaucoup au secteur pétrolier et gazier. Bien entendu, nous fournissons de l'électricité au réseau de l'Alberta. Nous approvisionnons tous les producteurs pétroliers et gaziers de cette façon. Nous avons également des installations de cogénération sur place, à Suncor, par exemple. Nous avons entendu un représentant de Suncor, plus tôt. En fait, nous faisons affaire, travaillons en partenariat, avec Suncor, à Fort McMurray, depuis 14 ans, où nous exploitons une centrale de cogénération. Nous servons également sa raffinerie de Sarnia, en Ontario. Il est clair que le secteur pétrolier et gazier est important pour notre entreprise.
Ce que je voudrais faire aujourd'hui, c'est parler de l'incidence des prix du pétrole sur le secteur de l'électricité, et je vais aborder les répercussions à court terme ainsi qu'à long terme.
Si nous pensons à court terme, ce que nous observons aujourd'hui, ce sont les prix les plus bas que nous ayons vu depuis des années en Alberta et, en fait, partout en Amérique du Nord. Il se passe deux ou trois choses ici.
La première, c'est qu'un important nouvel approvisionnement en électricité est entré au pays au cours des deux dernières années. Cette situation découle des prix relativement élevés qui ont apporté un nouvel approvisionnement. Nous observons maintenant les conséquences de cette situation sous forme de prix assez bas.
La deuxième chose, toutefois, c'est que les prix de notre gaz naturel sont très bas. Je pense que vous en avez entendu parler et que vous étiez certainement au courant de cela. Donc, ce qui arrive, c'est que nous observons une concurrence qui a tendance à s'accroître entre le gaz et le charbon en Alberta ainsi que sur d'autres marchés. De fait, en 2014, le charbon s'est écoulé à un taux inférieur d'environ 12 % à sa capacité, et nos analystes associent ce phénomène aux faibles prix du gaz. Essentiellement, dans toute administration où vous avez une quantité raisonnable d'électricité produite au gaz, vous observez l'incidence de cette production sur les marchés. Il s'agit des conséquences à court terme.
Voici les conséquences à long terme. Si difficiles que puissent être les faibles prix du pétrole pour le secteur pétrolier, ils le sont tout autant pour le secteur de l'électricité. Si la période de faibles prix se prolonge, il sera difficile de faire les investissements dont nous avons besoin pour renouveler le parc de production de l'ensemble du Canada. Il est clair que, à court terme, les consommateurs s'en tirent mieux lorsque les prix de l'électricité sont faibles. Le problème, c'est que, à long terme, nous pourrions observer des répercussions sous la forme de prix plus élevés plus tard et même peut-être sous la forme de pénuries. Vous savez que, dans l'ouest du Canada, plus particulièrement, une industrie pétrolière et gazière qui n'investit pas dans la croissance suppose une stabilisation de la croissance pour le secteur de l'électricité.
Tandis que nous envisageons l'échéance de 2020 pour le renouvellement de notre parc, si la période de faibles prix se prolonge, nous aurons de la difficulté à le faire, quelle que soit la technologie de carburant dont vous voulez parler, parce que toute nouvelle production s'assortira d'un prix élevé. Le délai d'approvisionnement est long pour faire ces investissements, beaucoup plus que dans les secteurs pétrolier et gazier; par conséquent, vous déclenchez un compte à rebours.
C'est à cela que ça se résume. Seulement pour récapituler, à TransAlta, nous sommes certainement prêts à relever le défi. Nous nous sommes adaptés au déclin des secteurs de la fabrication de l'Ontario, aux recettes minières passablement faibles de l'Australie-Occidentale. Nous composons avec la croissance que nous avons affichée dans l'ouest du Canada. Nous pouvons assurément faire face à un marché affaibli. Ce n'est pas la première fois que nous observons ce genre de situation; ce ne sera pas la dernière. Nous sommes certainement prêts à relever le défi.
Merci beaucoup, et je répondrai volontiers à vos questions.
Packers Plus Energy Services est une excellente étude de cas sur l'innovation et le succès émanant du secteur pétrolier canadien. Je suis honoré de m'être vu offrir la possibilité de participer à la discussion du groupe d'aujourd'hui au sujet de l'incidence du déclin des prix du pétrole mondiaux sur le secteur de l'énergie et sur l'économie canadienne.
Notre entreprise a été fondée à Calgary au début du millénaire par trois partenaires. Ils ont mis au point un système clé qui permettait l'extraction efficace d'hydrocarbures situés dans des formations étanches par la fracturation hydraulique. Son adoption a été le catalyseur d'un changement radical dans l'industrie, puisqu'il a été combiné aux progrès réalisés en matière de forage horizontal, de sorte que la production nord-américaine d'hydrocarbures s'est accrue considérablement plus vite que la demande nord-américaine. Les conséquences de cette situation ne sont pas sans lien avec la raison de notre assemblée aujourd'hui.
Aujourd'hui, Packers Plus compte près de 1 000 employés et 32 installations dans le monde. Notre entreprise conçoit, fabrique, vend et installe les systèmes de complétion de la plus haute qualité dans l'industrie. Nous sommes maintenant devenus la quatrième entreprise de complétion en importance au monde, après des géants tels que Schlumberger, la nouvelle entreprise fusionnée d'Haliburton-Baker Hughes, et Weatherford.
Nous sommes un exemple de la façon dont l'innovation et l'expertise pétrolière de terrain canadiennes sont recherchées et exportées partout dans le monde.
Si nous analysons l'incidence sur les prix, je voudrais d'abord signaler que les députés devraient tenir compte du fait qu'un baril de pétrole n'est pas nécessairement homogène. Il y a du pétrole brut de divers degrés de qualité en provenance et à destination de divers endroits. Les Canadiens seront les plus touchés par le prix des mélanges West Texas Intermediate et Western Canadian Select.
Les prix standard sont en dollars américains, et cela facilite la comparaison et le commerce international. Cela signifie qu'il y a une corrélation inverse entre les prix du pétrole, plus particulièrement ceux du WTI, et la valeur du dollar américain. La force actuelle de cette monnaie est un aspect qui ralentit le rétablissement des prix du pétrole. Soulignons que de nombreux pays de l'OPEP et autres pays exportateurs de pétrole ont augmenté leur demande en dollars américains parce qu'ils doivent financer leurs insuffisances budgétaires à même leurs fonds souverains et au moyen des devises étrangères qu'ils détiennent. En outre, le fait de détenir des dollars américains les protège contre la chute des devises.
Bien entendu, les producteurs canadiens en ont profité, du fait que le taux de change canadien a chuté en passant d'environ 1,07 $ par dollar américain à près de 1,21 $ aujourd'hui.
Le pétrole brut Brent est le mélange international, et c'est sur ce pétrole que les ventes sont souvent fondées. Au cours des 25 dernières années, le prix moyen du West Texas Intermediate a été légèrement supérieur d'environ 2,6 % à celui du Brent, mais, depuis 2009 et l'adoption des nouvelles technologies de fracturation hydrauliques, le commerce du WTI s'effectue principalement à escompte. L'escompte a été relativement instable, mais, plus récemment, sa moyenne s'établit à plus de 20 %. Ce prix représente une occasion perdue pour l'économie canadienne et devrait contribuer à nous motiver à accroître notre accès aux ports de mer afin que nous puissions vendre nos produits sur ce marché.
Malgré les affirmations de mes collègues du groupe précédent, le pétrole n'est pas nécessairement une marchandise mondiale telle qu'on nous la présente. Pour l'instant, les États-Unis ont une loi qui bannit les exportations; par conséquent, nous avons un marché nord-américain. La production du pétrole de schiste aux États-Unis a augmenté de quatre millions de barils par jour à un moment où la demande américaine a chuté, passant d'un sommet de 22 millions de barils par jour en 2006 à environ 19 millions de barils par jour aujourd'hui.
En ce qui concerne la réduction des dépenses en capital d'E&P et la réduction des activités pétrolières sur le terrain qui ont été abordées, nous observons des diminutions marquées du nombre de plateformes nord-américaines. Selon le site Web de la CAODC, chaque plateforme représente environ 20 emplois directs et 135 emplois indirects. Le nombre de plateformes est passé de plus de 1 800 en novembre à environ 1 500 maintenant, et il devrait atteindre un plancher plus tard cette année, peut-être aussi bas que 1 250. Un rétablissement des prix, un prix supérieur à 70 $US pour le West Texas, enverrait le signal nécessaire pour commencer à ajouter des plateformes et, par la suite, accroître la production.
Dans l'industrie de services dont nous faisons partie, nous avons constaté que la réduction des budgets des dépenses en immobilisations et des activités de forage s'est faite ressentir dans l'ensemble de notre industrie. Des concurrents comme TriCan ont subi des mises à pied et ont demandé à leur personnel d'accepter des réductions de salaire. Les exploitants demandent et reçoivent des réductions de prix, mais il y a des limites au fardeau que l'industrie des services peut supporter au chapitre des prix ou qu'elle est disposée à assumer.
Cette nouvelle réalité renouvellera la concentration sur les gains d'efficience et incitera les entreprises à adopter des approches plus novatrices. Un environnement de West Texas Intermediate à 90 $ le baril produisait un modèle qu'avaient adopté de nombreux exploitants de pétrole de schiste: forage, complétion, production, puis on recommence. L'entreprise est devenue si occupée à accélérer sa production qu'elle ne se concentrait pas réellement sur les gains en efficience. Le degré d'activité réduit que l'on connaît actuellement lui a maintenant donné l'occasion de faire une pause et d'examiner les données.
Par la suite, à Packers Plus, nous nous attendons d'abord à ce qu'un grand nombre de documents de recherche de grande qualité soient produits; ensuite, nous allons acquérir une part importante du marché.
Je travaille à Houston, au Texas, après avoir passé 16 ans à Calgary. La moitié de nos activités proviennent du Canada. Nous envisageons une croissance importante aux États-Unis. Les complétions en découvert sont la principale méthode de complétion pour le pétrole non conventionnel issu des sables bitumineux au Canada, mais aux États-Unis, c'est le bouchon de colonne perdue cimentée et la perforation.
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C'est une bonne question.
[Traduction]
Si vous pouviez voir un monde où le prix du pétrole se maintient au prix d'aujourd'hui... Tous les chiffres que j'ai donnés étaient fondés sur le maintien des prix d'aujourd'hui comme le prévoient actuellement les marchés à terme. Si les choses demeurent inchangées, ce que vous allez constater, c'est que la plupart des projets en construction seront menés à terme. La plupart des projets actuels — si ce n'est pas tous les projets — resteront en fonction du côté des sables bitumineux. Probablement que certains des nouveaux projets et des projets d'expansion de premier ordre iront de l'avant, mais vous verrez probablement une grande part des deux millions de barils par jour prévus être retardée ou annulée.
Du côté du pétrole brut léger, c'est un peu une autre histoire, car ces prix montent et descendent très rapidement; vous en verrez donc probablement davantage. Mon collègue, M. McLellan, pourrait probablement formuler un commentaire plus détaillé à ce sujet, mais vous verrez beaucoup plus de fluctuations dans ces secteurs. Les entreprises font souvent plus d'argent lorsque le prix du pétrole est bas, mais elles sont aussi plus facilement mises en service ou hors service. Ainsi, vous pourriez observer des retards plus rapides dans ces secteurs.
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À nouveau, il faut tenir compte de ce qui suit.
[Traduction]
Ce qu'il ne faut pas oublier, c'est que, oui, l'offre est excédentaire sur les marchés mondiaux. C'est ce qui fait diminuer le prix, mais ce facteur est encore plus prévalent sur le marché nord-américain, comme l'a également mentionné M. McLellan. En Amérique du Nord, notre marché est enclavé, ce qui fait en sorte que les prix sont plus bas ici que sur les marchés mondiaux.
Alors, non, le fait d'exporter du bitume de l'Alberta vers les marchés mondiaux ne nous permettra pas d'obtenir le prix du Brent pour le bitume de l'Alberta. Toutefois, il serait également question d'une quantité relativement petite dans le contexte mondial, s'il est question d'accroître les exportations canadiennes de — disons — un million de barils par jour.
[Traduction]
Je ne défends aucune politique particulière, par exemple. En général, j'estime que, ce qu'il nous faudrait, au Canada, c'est une politique qui nous permettrait d'examiner nos politiques et de dire que, si tout le monde mettait en oeuvre cette politique, nous aurions atteint un ensemble de buts mondiaux convenus.
Par conséquent, s'il s'agit du but des deux degrés Celsius, nous devrions pouvoir nous adresser à des chercheurs crédibles, leur dire de prendre les politiques que nous voudrions mettre en place au Canada et de les imposer dans le monde entier, à d'autres économies, de la même manière, et de voir ce qui se produirait à l'échelle de la planète. Si nous n'atteignons pas de buts mondiaux, alors, selon ma définition, nous ne faisons pas notre part. Je ne commencerais pas à m'attacher à demander quel pourcentage des émissions passées nous obtenons ou quel pourcentage ils obtiennent ou je ne sais quoi. J'étudierais davantage les politiques en tant que telles.
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C'est une excellente question.
Je dirais que la principale différence comparativement au plus récent effondrement du prix du pétrole — pour parler de la période de 2008-2009 —, c'est qu'il n'y a pas de crise économique mondiale. Nous ne sommes pas confrontés aux contraintes générales liées au crédit qui sévissaient en 2008-2009; la dynamique est donc différente. Cette fois-ci, il s'agit davantage d'un choc lié à l'offre du pétrole, même si, comme nous le savons tous, l'économie mondiale est aussi aux prises avec d'importants vents contraires.
Du point de vue du gouvernement et de celui de l'industrie, l'une des principales caractéristiques — et j'ai parlé un peu de l'effondrement actuel et de celui de 2008-2009 dans la revue Maclean's —, c'est qu'il n'y a pas eu d'augmentation préalable des prix. Il n'y a pas eu d'adaptation, qu'il s'agisse de budgets gouvernementaux ou de bilans de l'industrie, découlant d'une augmentation imprévue des prix comme ça a été le cas en 2007-2008. À ce moment-là, il y a eu un effondrement, mais, au bout du compte, la situation a été beaucoup plus facile que s'il y avait eu uniquement une chute des prix. Il s'agit du plus important effondrement comparativement, par exemple, aux prix de l'année dernière. Je crois que c'est là une importante différence.
Pour ce qui est de l'approvisionnement, il faut probablement retourner aux années 1980 et 1990 pour se faire une meilleure idée de ce à quoi ressemble une surabondance mondiale du pétrole brut et savoir combien de temps cela peut durer. Nous aurons besoin de temps avant de savoir si c'est la situation dans laquelle nous nous trouvons.
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Il y a plusieurs choses à ne pas oublier.
Selon nous, la situation est liée aux prix des carburants et au lien entre l'impact sur le prix de l'essence comparativement à l'impact sur le prix de l'éthanol. Historiquement, en moyenne, l'éthanol coûte environ 20 ¢ de moins par litre que l'essence. Par conséquent, les gens ont une incitation financière naturelle à mélanger plus d'éthanol dans l'essence. Ce n'est pas une mauvaise chose, parce que, traditionnellement, les consommateurs profitent au bout du compte de ces économies. Il y a aussi un autre avantage lié au taux d'octane plus élevé de l'éthanol: cela permet une importante réduction des émissions de GES. Dans l'ensemble, la teneur du mélange au Canada est supérieure à ce qu'exige le mandat fédéral. C'est une bonne nouvelle pour les producteurs, parce que cela signifie que leur produit est en forte demande.
Lorsque nous constatons une réduction de cet avantage lié au prix, il s'ensuit habituellement une réduction de la demande en éthanol parce que le Canada importe aussi de l'éthanol des États-Unis aux fins de mélangeage. Lorsque la demande dans le marché américain, qui est beaucoup plus grand, commence à baisser, on commence à remarquer des accumulations de stocks aux États-Unis. Cela signifie que, par la bande, il se produit une contraction du marché canadien de l'éthanol. Le prix de l'éthanol est dicté par le Chicago Board of Trade, alors le marché s'aligne sur les prix américains. Prenons le ratio actuel du maïs et de l'éthanol, sur le CBOT, le prix du maïs s'établit actuellement — si je ne m'abuse — à environ 3,50 $. Le ratio est encore rentable, mais, en ce qui concerne la rentabilité, nous sommes très loin de la situation de l'année dernière. Cependant, lorsqu'on fait des comparaisons avec 2014, il ne faut pas oublier qu'il s'agissait d'une année record, alors cela exacerbe un peu les écarts. La situation semble bien pire, mais c'est en raison des profits records qui ont été enregistrés en Amérique du Nord aussi.
Une des choses qui nous aident vraiment — et je le dis en passant — c'est la diversité. Nous parlons d'éthanol, mais ce n'est qu'un des extrants. La drêche sèche de distillerie, ou la DSD, est un aspect du marché des grains fourragers associé tout naturellement à la production d'éthanol. Les valeurs actuelles de la DSD sont très bonnes. Cela a permis de compenser une bonne partie des contraintes liées au prix et aux coûts de fonctionnement qui, sinon, compte tenu de l'environnement actuel, auraient été beaucoup plus volatiles pour le producteur d'éthanol. Je crois qu'il s'agit d'un bon exemple de la raison pour laquelle la diversité est une bonne chose. Si l'on examine les bioraffineries capables de produire plus d'extrants, elles pourront saisir plus d'occasions sur le marché. Cela les aidera à renforcer leur résilience face aux fluctuations de prix.
Un projet comme celui de l'oléoduc Énergie Est n'aura pas pour effet de stabiliser les prix mondiaux du pétrole, parce qu'il permettra simplement, en fait, de déplacer le produit d'une région à une autre. Comme certains de mes collègues l'ont déjà mentionné, un projet comme Énergie Est modifierait les déplacements du pétrole brut au Canada. Cela permettrait aux marchés canadiens de l'Est d'avoir accès au pétrole brut canadien de l'Ouest. Mais il y aura un coût à tout cela. Ils vont devoir payer un péage pour transporter ce pétrole d'un bout à l'autre du pays.
Alors que se passera-t-il? On constatera peut-être une petite réduction des prix du pétrole brut acheté par les raffineries de l'est du Canada. Il y aurait peut-être aussi une légère augmentation des revenus nets des producteurs canadiens de l'Ouest. Mais il y a une longue distance à traverser, et c'est un facteur important.
Pourquoi, dans le passé, avons-nous toujours expédié notre pétrole vers le centre des États-Unis? Nous l'avons fait parce qu'il s'agissait d'un marché lucratif et parce que les coûts des transports étaient peu élevés. Pendant des décennies, même pour un habitant des Maritimes intéressé disant « Je veux du pétrole brut bon marché », le meilleur processus commercial aurait été de transporter du pétrole brut de l'Alberta à Chicago, de le vendre là-bas, puis d'aller l'acheter au port de Saint John. Les choses ont un peu changé maintenant, mais il n'y a rien de gratuit, pour ainsi dire.
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Je vous remercie, monsieur le président.
Je remercie tous nos témoins de leurs témoignages. Nous avons eu de bonnes discussions avec les deux groupes.
[Traduction]
J'espère avoir l'occasion de tous vous parler, parce que j'apprécie beaucoup la discussion, mais j'aimerais commencer par M. Schaefer.
Dans votre témoignage — nous sommes des âmes soeurs, vous êtes aussi comptable agréé —, vous avez parlé des répercussions à long et à court terme. J'aimerais que vous nous en disiez plus sur l'impact des investissements au sein de l'industrie. Évidemment, si nous ne faisons pas d'investissements au sein de l'industrie, ce sera un facteur.
Pouvez-vous nous dire plus de choses à ce sujet?
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Notre entreprise prospérera et survivra grâce aux dépenses en immobilisations des grands producteurs d'éthanol et de pétrole. S'ils font des coupures, alors nous aurons moins de travail.
Cependant, l'occasion est liée aux parts de marché. Comme je l'ai dit dans ma déclaration préliminaire, notre technologie de complétion de puits était novatrice. En fait, il s'agissait d'un des principaux attributs à mettre de l'avant en cette période d'effondrement des prix du gaz naturel, et, maintenant, de fléchissement des prix du pétrole; soit de pouvoir tirer des hydrocarbures de ce qui était précédemment considéré comme des sources non rentables: le pétrole et le gaz de schiste.
Par conséquent, l'occasion qui s'offre, c'est que, premièrement, il y a des ressources de schiste partout sur la planète. Il faut arrêter de parler du pic pétrolier, car nous n'allons pas en manquer. Nous allons abandonner le pétrole bien avant d'en manquer. Il s'agit d'utiliser des technologies comme la nôtre qui permettront d'extraire des ressources qui, avant, étaient inaccessibles. Notre technologie est une méthode économique et efficiente mise au point au Canada.
On rencontre une certaine résistance aux États-Unis. Il y a une attitude, particulièrement au Texas, selon laquelle « si ça n'a pas été inventé ici, c'est un peu comme si ça n'existait pas ». Ils peuvent se le permettre. Ils n'ont pas été confrontés aux mêmes pressions sur les prix que les producteurs canadiens. Ils font partie du plus gros marché de consommation du monde et sont très près d'être le plus important marché de raffinage. Ils n'ont pas été assujettis à la même surveillance réglementaire, et ils ne rémunèrent pas les employés de la même façon. Les producteurs canadiens ont eu les mains attachées derrière le dos et ont tout de même réussi à prospérer en étant plus novateurs.
Maintenant, en raison du nouveau régime de prix, je constate que les exploitants texans sont beaucoup plus prêts à discuter et à passer par-dessus le fait qu'il s'agit d'une technologie canadienne. En fait, pour tout dire, je l'ai présenté ainsi: nous sommes une entreprise mondiale. Nous sommes Canadiens et fiers de l'être, mais nous sommes maintenant une entité mondiale. Les Texans nous acceptent mieux si nous nous présentons ainsi.
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Merci, mesdames et messieurs, d'être là aujourd'hui. C'est encore une fois une discussion des plus éclairantes. Je veux sans plus tarder vous poser mes questions.
Pour commencer, monsieur Leach, je sais que mon chef de cabinet vous suit de très près. J'aime bien vos commentaires. Je viens d'Edmonton, moi aussi, et j'ai passé du temps à l'Université de l'Alberta. Nous sommes heureux que vous soyez là pour nous faire profiter de votre expérience.
Vous étiez là, précédemment, lorsque les témoins précédents ont parlé de la revue The Economist et du fait que les Saoudiens et l'OPEP indiquaient vouloir produire 400 000 barils supplémentaires par jour à partir de 2015. Nous ne savons pas exactement combien de temps cela durera. À ce moment-là, notre excellent président a fait un bon résumé des répercussions de cette décision.
J'aimerais savoir si, selon vous, le secteur de l'énergie est en crise actuellement. De plus, vous pourriez peut-être nous expliquer plus en détail pourquoi vous croyez que les Saoudiens ont agi ainsi à ce moment précis.
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Je crois qu'on peut appeler cela sans se tromper une crise, puisque le prix du produit a chuté d'environ 50 %. Il n'y a à peu près aucune autre façon de voir les choses.
Pour ce qui est de la stratégie des Saoudiens, je crois que c'est la non-action dont on a le plus parlé dans les marchés mondiaux du pétrole. En fait, ils n'ont pas fait grand-chose. Vous avez parlé de 400 000 barils par jour. C'est essentiellement une erreur d'arrondissement vu leur production. Si on regarde ce dont nous avons le plus parlé relativement à l'augmentation de la production mondiale du pétrole, elle vient non pas des Saoudiens, mais des petits producteurs aux États-Unis, de nos producteurs et ainsi de suite.
Selon moi, ce que les Saoudiens auraient raison de constater, c'est que leur capacité ou la capacité de l'OPEP de faire peser leur poids sur le marché est maintenant réduite par l'existence de cette nouvelle technologie dont M. McLellan a parlé. On peut forer un puits, en commencer la production et en tirer la moitié de tout le pétrole qu'il contient en de 12 à 18 mois. Il est difficile d'exercer son pouvoir sur le marché dans un tel contexte, parce que si on réduit la production maintenant, on laisse les prix monter, et tous ces appareils de forage reprendront du service. Tous ces puits recommencent à être exploités, etc. Par conséquent, l'environnement dans lequel l'OPEP exerce ses activités a simplement un peu changé. Ce que l'on peut comprendre de ses actions, s'il y a quelque chose à en tirer, c'est que l'OPEP est moins agressive. Elle n'envahit pas le marché avec une nouvelle production.
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Merci, monsieur le président.
Monsieur Leach, le premier groupe de témoins a notamment évoqué plus tôt que le marché du pétrole était hautement spéculatif. Il y a eu une mutation profonde au cours des dernières décennies.
On parle beaucoup du facteur de l'offre et de la demande, mais il y a aussi le facteur du pétrole comme véhicule d'investissement. Cela explique — et vous pourrez me le confirmer — la brusque chute du prix du baril qu'on a observée au cours des derniers mois. Au fond, le fait que le marché soit très ouvert a accéléré cette chute de façon passablement brusque.
Jusqu'à quel point le facteur « investissement », selon lequel les investisseurs peuvent avoir plus ou moins confiance en la valeur future du baril, pourrait-il influencer les choses, soit en maintenant le prix du baril bas, soit en ralentissant l'augmentation du prix du baril?
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Je vous remercie de la question.
[Traduction]
Il est évident qu'il y a un important marché de contrats à terme et d'options et toutes sortes de transactions spéculatives liées aux marchés du pétrole brut. Ce qui est toujours à l'origine de ce marché, d'un côté, c'est l'exploitant qui produit le baril, et de l'autre, vous avez l'entité qui brûle ou utilise le baril, qui le transforme en carburants de transport.
À court terme, c'est sûr qu'il peut y avoir des amplifications. Cependant, à long terme, les choses devraient revenir à ce qu'elles étaient en 2008, lorsqu'il y avait toujours quelqu'un prêt à payer 147 $ pour brûler un baril de pétrole. Actuellement, il faut que quelqu'un soit prêt à produire et à livrer un baril de pétrole sur le marché pour 50 $. C'est ça la donnée fondamentale sous-jacente au marché.
Je crois que, là où vous avez vu juste — et M. McLellan y a fait allusion —, c'est que la technologie a changé dans le marché. Elle permet maintenant à plus de personnes de vendre des barils de pétrole sur le marché et de faire de l'argent, même lorsque les prix sont bas comme actuellement. Cela a changé la donne beaucoup plus que les investissements spéculatifs dans le marché.
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Comme je l'ai dit tantôt, il y a un excédent d'environ 1,5 million de barils par jour. La demande mondiale croît d'environ un million de barils par jour.
N'oubliez pas qu'on note des réductions dans les champs de pétrole partout sur la planète. Les sables bitumineux ont un profil unique.
Dans le domaine du pétrole de schiste, comme Andrew l'a souligné à juste titre, on peut commencer ou arrêter la production très rapidement. Les producteurs de pétrole de schiste sont devenus les producteurs d'appoint du monde. Lorsque la demande entrera en période de compensation ou de croissance, que l'excédent sera éliminé et que la croissance se poursuivra, le pétrole de schiste de l'Amérique du Nord permettra de répondre à la demande pendant un certain nombre d'années.
Je travaille à l'échelle internationale avec un certain nombre d'autres pays qui possèdent leurs propres ressources de pétrole de schiste, et ils se demandent de quelle façon poursuivre leur développement et recréer le miracle du schiste nord-américain.
Nous n'avons pas à craindre de pénuries, à part s'il y a une interruption majeure de l'approvisionnement au Moyen-Orient, en Russie, au Venezuela ou dans certaines régions plus instables. Il y en aura beaucoup là-bas, mais vous avez raison, les prix seront plus élevés.
Pour ce qui est des gains d'efficience, vous vous rappelez la loi de Moore sur les transistors? Dans une certaine mesure, nous en faisons l'expérience dans le secteur du pétrole et du gaz. Les percées que nous faisons quant à la productivité individuelle des puits sont rapides. La vitesse à laquelle nous pouvons forer les puits et les mettre en production et la productivité de ces puits sont beaucoup plus élevées qu'elles l'étaient encore récemment, en 2005, et elles continueront de s'accroître. Des compagnies comme la nôtre passent la moitié de leur temps à se demander quelle est la prochaine étape et de quelle façon rester en avance sur la concurrence.
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Merci, monsieur Van Kesteren.
Je vais commencer le prochain tour.
Monsieur McLellan, vous avez très bien décrit votre entreprise. Elle est très novatrice. Je vous félicite bien sûr pour cela. Mais votre entreprise et d'autres entreprises du genre ont transformé le marché mondial de l'énergie, n'est-ce pas? Vous y êtes arrivé. Comme vous l'avez dit, vous avez marqué le début d'une nouvelle ère.
En ce qui concerne la production — et j'espère que mes chiffres sont justes —, la production américaine de pétrole brut s'élevait, en 2008, à cinq millions de barils par jour. En 2014, je crois qu'elle était passée à 7,4. On prévoit que, en 2015, elle sera à 8,5, et en 2016, à 9,3. J'espère que ces chiffres sont justes, mais ils sont révélateurs d'une tendance évidente en ce qui concerne l'offre. Comme vous l'avez mentionné, la demande baisse en ce moment, alors vous avez transformé le marché.
M. Leach a indiqué que les Saoudiens sont peut-être moins agressifs qu'ils pourraient l'être, mais l'impression que cela donne — et, en fait, beaucoup d'observateurs le disent —, c'est qu'ils tentent de conserver leur part de marché. Si vous regardez les choses d'un point de vue très cynique, on dirait presque qu'ils tentent de freiner votre progrès, voire même de vous chasser du secteur, afin de conserver leurs parts de marché actuelles.
Compte tenu de cette situation — et c'est peut-être la réalité, je ne dis pas que ce n'est pas le cas —, de quelle façon votre entreprise et d'autres entreprises réagiront-elles à la situation?
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Premièrement, un de leurs impératifs, c'est de ralentir la croissance dans le secteur du pétrole de schiste. Ils ont déjà perdu beaucoup de parts de marché aux États-Unis. Ils étaient le principal fournisseur des États-Unis. C'est maintenant le Canada qui joue ce rôle. Les Saoudiens exportent moins d'un million de barils par jour aux États-Unis, alors défendre leurs parts de marché est un de leurs objectifs importants.
Une autre chose qu'ils tentent de faire, c'est de ralentir la croissance dans le secteur des carburants concurrentiels. Les prix plus bas vont réduire la demande pour ces carburants... Pour nuire à certains de leurs ennemis stratégiques, si je peux le dire ainsi, l'Iran et la Russie. Il y a pas mal de choses qui entrent dans l'équation, mais ils adoptent une approche tout à fait rationnelle d'un point de vue économique. À l'échelle mondiale, ce sont eux qui produisent au moindre coût.
Pour ce qui est de notre secteur, bien sûr, cela ralentira beaucoup nos activités nord-américaines, mais nous traitons aussi avec l'Arabie saoudite. Nous avons certains systèmes en place en Arabie saoudite et dans toutes les régions du globe. Nous avons des bureaux partout. Partout où il y a du pétrole de schiste et du gaz de formation imperméable, notre entreprise est là. C'est une épée à double tranchant.
Plus nous produisons d'hydrocarbures et plus nous arrivons à le faire rapidement et à moindre coût, moins il est probable que les prix reviennent à, par exemple, 100 $ le baril. Cependant, dans l'ensemble, ce sont les consommateurs qui sortent gagnants. C'est une question de productivité, et nous rendons le secteur plus productif.
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On revient à ce que j'ai dit plus tôt, en fait, ce qu'on voit des Saoudiens, c'est une non-action. Ils continuent de produire, et ils agissent comme on s'attendrait à ce que le fasse un producteur compétitif.
Ce qu'ils ont constaté, c'est l'érosion de leur pouvoir sur le marché en raison des facteurs mentionnés par M. McLellan. Auparavant, les Saoudiens avaient la capacité de faire baisser les prix de façon à éliminer les producteurs à coût élevé. Ensuite, ils réduisaient leur propre production, les prix augmentaient, et ils tiraient profit de la situation. Maintenant, le deuxième élément de cette équation n'existe plus.
Ils pourraient couper leur production maintenant. Les prix remonteraient, mais qui comblerait le manque à gagner? Ce serait le pétrole léger américain, entre autres. Ils ne pourraient plus profiter des prix élevés par la suite.
Lorsque les gens parlent de la compétition pour l'obtention des parts de marché, c'est un peu ça. Ils savent que quelqu'un d'autre prendra leur place, que ce soit les carburants de remplacement ou d'autres producteurs. Je crois vraiment qu'il s'agit d'une réaction qui n'est pas proactive. Je ne caractériserais pas leur comportement comme une tentative active de faire porter le chapeau aux producteurs d'appoint américains comme M. McLellan l'a dit. C'est simplement la réalité du nouveau marché.