A. Possibilités offertes par l’accès aux marchés pétroliers et gaziers et la diversification des marchés

1. Avantages potentiels d’un accès rapide aux marchés

Le Comité a reçu le témoignage de représentants du gouvernement et de divers organismes de recherche, qui ont dit prévoir que l’industrie pétrolière et gazière du Canada continuera de croître pour les 20 prochaines années, mais le Canada doit agir rapidement[170]. La croissance de l’industrie ne sera en grande partie possible que si les producteurs canadiens jouissent d’un bon accès au marché[171]. M. Howard a expliqué que l’« accès au marché » concerne « l’infrastructure, qu’il s’agisse de pipelines ou de chemins de fer, qui permet au pétrole brut classique, au pétrole bitumineux ou aux produits raffinés d’avoir un accès illimité aux raffineries et aux marchés, que ce soit en Amérique du Nord ou à l’échelle mondiale[172] ». Différents témoins ont fait ressortir l’importance de pouvoir accéder sans délai au marché. Par exemple, M. Hubbard a fourni les explications suivantes au Comité :

[N]ous devons soutenir la concurrence à l’échelle mondiale. Si nous n’allons pas de l’avant et ne profitons pas de cette occasion que nous avons au Canada, nos compétiteurs le feront. Le développement du pétrole et du gaz offre d’importants débouchés et attire des investissements considérables, notamment aux États-Unis et en Australie. Le marché de ces produits est limité, alors les premiers arrivés auront accès aux débouchés à long terme qu’offre la demande croissante, en particulier dans la région de l’Asie‑Pacifique[173].

Dans la même veine, M. Khosla a soutenu qu’une « énorme possibilité économique s’offre au Canada, mais il faudra agir rapidement. Beaucoup avancent que cette offre a une durée limitée [...] [L]es experts en économie s’entendent pour dire que le secteur de l’énergie du Canada revêt une importance hors du commun et son potentiel est incroyable[174] ». M. Khosla a fait référence à une étude récente du Fonds monétaire international, selon laquelle le Canada pourrait augmenter son PIB de 2 % d’ici 2020 s’il est capable de diversifier correctement ses marchés[175].

À propos des avantages de la politique du gouvernement sur l’exploitation responsable des ressources, qui impose des délais pour l’examen des grands projets de ressources naturelles afin de favoriser la certitude propice aux investissements dans le secteur, M^me Annesley a souligné ce qui suit :

La rationalisation du processus de réglementation procure à l’investisseur une certaine assurance qu’une décision sera prise dans un délai donné. C’est essentiel pour que ces projets ne traînent pas pendant des décennies[176].

Dans le même ordre d’idées, M^me Kennedy a indiqué qu’il « […] est important, pour le gouvernement, de continuer de mettre en œuvre une mise en valeur responsable des ressources, de manière à créer une certaine certitude et une certaine stabilité [177]. ».

Certains témoins ont encouragé le gouvernement fédéral à simplifier davantage le processus de conformité à la réglementation et à adopter l’approche simplifiée susmentionnée dans d’autres processus d’approbation. M. Myers a soutenu qu’actuellement « il y a beaucoup de doubles emplois et […] des différences inutiles dans les exigences d’une province à l’autre[178] ». Cela dit, M. Myers, tout comme M. Larson, a affirmé qu’un guichet unique, que ce soit pour les approbations réglementaires, ou la santé et la sécurité, serait la meilleure solution possible[179].

2. Avantages potentiels de l’infrastructure énergétique

Le Comité a appris que l’accès au marché exige le développement en temps opportun de l’infrastructure énergétique[180]. Par exemple, M^me Mitchell a fait valoir que pour « maximiser les profits que l’on peut tirer de nos réserves de pétrole et de gaz, le Canada doit se doter d’infrastructure qui lui permettra d’utiliser ces produits ici même et de les acheminer dans des marchés à l’étranger[181] ». Dans ce contexte, des témoins ont parlé des nombreux investissements importants de l’industrie pétrolière et gazière dans les infrastructures, comme le projet de pipeline Northern Gateway, le projet d’inversion de la ligne 9 entre Sarnia et Montréal et l’oléoduc Énergie Est. Selon M. Khosla, les « nouveaux projets proposés d’oléoducs pourraient [permettre au Canada d’]augmenter la capacité d’exportation de 3 millions de barils par jour ». Il a aussi dit au Comité que « [l]’industrie poursuit également différentes propositions visant à vendre du gaz naturel liquéfié (GNL) canadien sur les marchés internationaux » grâce à 10 terminaux de GNL en Colombie-Britannique, et un autre sur la côte Est[182].

Certains témoins ont mis en évidence les retombées économiques potentielles des projets pour le Canada. Se servant de la Colombie-Britannique comme exemple,
Jeff Labonté directeur général à Ressources naturelles Canada, a tenu les propos suivants :

[L]es projets de pipeline qui sont proposés sur la côte Ouest contribueront au PIB, à l’économie canadienne, à hauteur de près de 17 milliards de dollars pendant la période de croissance. Plus de la moitié de cette somme irait à la Colombie-Britannique. Les projets de GNL auront un effet cumulatif de 171 milliards de dollars sur le PIB. Cela équivaudrait à 386 milliards de dollars si l’on ajoute le développement en amont des ressources gazières en Alberta et en Colombie-Britannique, dans le cadre duquel on propose de créer 43 000 emplois. Les répercussions économiques sur les provinces d’un bout à l’autre du pays, autres que l’Alberta et la Colombie-Britannique, se chiffreraient à 10,8 milliards de dollars. L’économie bénéficiera donc de ces sommes importantes, voire astronomiques, au cours de cette période, dans 20 ans[183].

Le Comité a également pris connaissance des avantages économiques potentiels du projet d’oléoduc Énergie Est et du fait que ce pipeline pourrait réduire la dépendance du Canada au pétrole brut importé. Annoncé par la société TransCanada en août 2013, ce projet, d’une valeur estimée à 12 milliards de dollars, permettrait de transporter chaque jour environ 1,1 million de barils de pétrole brut des points de réception situés en Alberta et en Saskatchewan aux raffineries déjà établies à Montréal, à Lévis (Québec) et à Saint John (Nouveau-Brunswick). L’oléoduc servirait aussi à acheminer du pétrole à deux terminaux maritimes d’exportation, situés à Cacouna (Québec) et à Saint John[184].

Selon John Van Der Put, vice‑président du projet d’oléoduc Énergie Est à TransCanada Pipelines Limited, les raffineries de l’Est du Canada importent 86 %, ou 700 000 barils par jour, de leur matière première[185]. Cette réalité rend, selon lui, le projet souhaitable : « En plus de servir de fondement à l’indépendance énergétique, ce lien à la grandeur du Canada permettra également aux producteurs et aux raffineries du pays d’obtenir une meilleure valeur pour leurs produits, car les producteurs ont accès à de nouveaux marchés et les raffineries diminuent les coûts liés à l’importation[186]. » À ce sujet, Michael Priaro, un ingénieur et consultant, s’est dit d’avis que l’oléoduc Énergie Est, de même que d’autres projets de pipeline permettant de transporter le pétrole brut de l’Ouest vers l’Est du pays, sont plus importants pour le Canada que les projets de pipeline Keystone XL et Northern Gateway[187] :

De nouveaux oléoducs reliés à des usines de valorisation du bitume en Alberta et à des raffineries et des terminaux maritimes sur les côtes Est et Ouest du Canada permettent de maximiser la valeur pancanadienne des premières réserves de pétrole de la planète, procurent la sécurité énergétique et, en ajoutant une capacité additionnelle de quatre millions de barils par jour en plus de nouveaux terminaux ferroviaires de brut, rendent des oléoducs d’exportation à faible valeur comme Keystone XL et Northern Gateway inutiles jusqu’en 2028[188].

Peter Boag et Jean Côté, vice‑président de la raffinerie montréalaise de Suncor Énergie, ont tous deux affirmé que les raffineurs de l’Est du Canada tireraient profit des projets pipeliniers proposés[189]. M. Côté a indiqué que le projet d’inversion de la ligne 9 et l’oléoduc Énergie Est constituaient une « bonne nouvelle » pour les raffineries de l’Est du pays parce qu’ils permettront d’accéder à des produits bruts à des prix avantageux. Il a ajouté que le fait d’avoir accès au pétrole brut de l’Ouest permettrait à la raffinerie de Montréal de demeurer concurrentielle, de maintenir des emplois et peut-être, d’investir dans de nouvelles installations[190].

M. Teed a fait valoir que, à l’échelle locale, le projet d’oléoduc Énergie Est « change vraiment tout au Nouveau-Brunswick, surtout dans le Grand Saint John où l’oléoduc aboutit et où on construira et on exploitera un terminal d’entreposage en vrac et un terminal maritime[191] ». M^me Mitchell a souligné que, outre la création d’emplois, le projet ferait croître le PIB du Nouveau-Brunswick de quelque 2,8 milliards de dollars sur une période de plus de 40 ans[192].

B. Possibilités offertes par l’ajout de valeur aux produits pétroliers et gaziers

Bon nombre de témoins ont souligné les possibilités et les avantages économiques supplémentaires qui pourraient découler de l’ajout de valeur aux produits pétroliers et gaziers canadiens. À propos des importantes réserves d’hydrocarbures du Canada, Robyn Allan, une économiste, a expliqué que le « bitume est un produit de pétrole brut qui n’est pas prêt à l’exportation », et qu’il est nécessaire de le valoriser ou de le diluer avant de l’expédier par pipeline. Selon M^me Allan, « [s]i nous exportons un baril de bitume, nous retenons uniquement 35 % de sa valeur. Lorsqu’on valorise le bitume en Alberta, on peut en retenir 70 %, tandis que son raffinage en produits pétroliers nous permet de nous emparer de la totalité de sa valeur[193] ».

MM. Myers et Larson ont exprimé leur appui à une valorisation et à un raffinage accrus des ressources pétrolières et gazières du Canada[194]. M. Larson, par exemple, a indiqué que l’Institut canadien des engrais « recommande l’adoption de politiques publiques qui appuient la valorisation du gaz naturel ». Il a également fait valoir que « ces politiques encouragent le secteur, y compris les entreprises productrices d’engrais, à investir sur le long terme. Elles se traduisent par des produits compétitifs et un meilleur accès à des marchés essentiels, y compris celui des États-Unis[195] ». M^me Allan a dit au Comité que la « plupart des pays ont des politiques pour encourager la valeur ajoutée » des produits pétroliers et gaziers. Prenant l’exemple des États-Unis, elle a attiré l’attention sur la « loi de 1975 sur les politiques énergétiques et l’exportation, laquelle limite les exportations de pétrole brut jusqu’à ce que ce pétrole brut ne soit transformé en un produit qui présente de la valeur, comme le pétrole, l’essence, le carburant d’avion, le diesel, etc.[196] ».

Andrew Leach, professeur agrégé à l’Université de l’Alberta, a soutenu que le fait « d’encourager la transformation à valeur ajoutée [du] bitume » pourrait en fait nuire à la valeur du bitume[197]. Selon lui, pour stimuler la transformation du bitume canadien, les gouvernements devraient mettre à profit les politiques commerciales ou fiscales ou participer directement à la gestion du secteur :

De façon implicite, ces politiques affecteraient directement des actifs, des ressources ou des fonds à la valorisation du bitume. Le gouvernement pourrait aussi établir des politiques commerciales qui dévalueraient le bitume canadien pour inciter le secteur à en augmenter la transformation. Aucune de ces deux options n’offrirait de valeur ajoutée; elles causeraient un transfert ou une diminution de la valeur. Elles réduiraient la valeur de notre ressource naturelle pour en accroître la transformation. Soulignons qu’en utilisant des ressources pour en soutenir la transformation, nous ne leur ajoutons pas nécessairement de la valeur. Nous devrions tous vouloir une valeur ajoutée. Nous ne devrions pas nécessairement vouloir accroître la transformation[198].

Dans le même ordre d’idées, M. Boag a expliqué au Comité qu’il est « beaucoup plus facile, plus efficace et moins coûteux d’exporter et d’importer le pétrole brut plutôt que les produits raffinés », et que le « coût du transport des produits raffinés est beaucoup plus élevé que celui du transport du pétrole brut en raison des normes de qualité qu’on doit maintenir[199] ». Selon lui, « l’économie du raffinage est très complexe », et il s’agit d’une « industrie très capitalistique ». Il ajoute : « Il faudrait toutefois que le marché s’y prête [aux produits raffinés]; il faut pouvoir mettre en marché ces produits et obtenir un rendement du capital investi raisonnable. Voilà les enjeux auxquels sont confrontés les investisseurs d’aujourd'hui[200]. » Sur la question de l’investissement dans la valorisation et le raffinage, le Comité a appris que certaines sociétés pétrolières et gazières envisagent de construire une nouvelle usine de valorisation dans la région de Sarnia‑Lambton. M. Mallay indique que, même s’il a été question d’une subvention gouvernementale pour l’usine, il est préférable que ce soit le secteur privé qui s’en charge. Il juge en effet nécessaire de trouver un « champion dans le secteur privé » qui investirait les fonds requis pour effectuer une étude de faisabilité[201].

C. Possibilités offertes par l’exploitation des ressources pétrolières et gazières découvertes dans d’autres régions canadiennes

1. Avantages potentiels pour le Québec

Durant son étude sur les avantages potentiels de l’industrie pétrolière et gazière du Canada, le Comité a appris que, en dehors de l’Ouest du pays, certaines provinces et certains territoires cherchent à exploiter davantage leurs propres ressources pétrolières et gazières potentiellement abondantes. Il a été révélé, par exemple, que le potentiel total de ressources en gaz naturel du Québec pourrait dépasser les 120 billions de pieds cubes (Tpi³), dont de 18 à 40 Tpi³ sont probablement récupérables. Selon un document présenté par Ressources naturelles Canada, la valeur de ces ressources de gaz naturel sur le marché peut atteindre les 170 milliards de dollars, un chiffre qui repose sur les prix de gros du gaz naturel qui s’appliquent actuellement en Alberta (4,40 $/gigajoule)[202].

Les représentants du gouvernement ont également dit que le golfe du Saint-Laurent et les zones extracôtières environnantes sont riches en ressources potentielles; on estime qu’il s’y trouve 39 Tpi³ de gaz naturel et 1,5 milliard de barils de pétrole. On compte également de 19,8 à 48,2 milliards de barils de ressources pétrolières sur l’île d’Anticosti. M. Labonté a indiqué au Comité que « le gouvernement fédéral a signé un accord avec la province de Québec dans lequel il s’engage à poursuivre la gestion partagée des ressources extracôtières dans le golfe du Saint-Laurent[203] ».

2. Avantages potentiels pour le Nouveau-Brunswick

Différents témoins[204] ont exprimé leur soutien pour une exploitation accrue des ressources pétrolières et gazières du Nouveau-Brunswick, et ont expliqué que l’exploration et la production des ressources terrestres pourraient créer « de[s] centaines d'emplois et [nombre] d’entreprises locales[205] ». À l’heure actuelle, la production provinciale de gaz naturel est très modeste par comparaison aux normes nationales[206]. De l’avis de M^me Pike, même une production modeste a des effets sur la province. Elle a fait remarquer que dans « la région de Sussex, où Corridor Ressources produit du gaz naturel, des douzaines de personnes ont des emplois à temps plein et des douzaines d’entreprises travaillent à ce projet[207] ».

Selon un document fourni par Ressources naturelles Canada, le Nouveau-Brunswick possède jusqu’à 78,2 Tpi³ de ressources composées surtout de gaz de schiste, dont 15 Tpi³ sont récupérables. Ce potentiel de ressources a une valeur estimée à plus de 60 milliards de dollars sur le marché, selon les prix de gros qui s’appliquent actuellement en Alberta[208]. M^me Mitchell a fait savoir au Comité que l’exploitation de ces ressources pourrait entraîner « la création d’une source d’approvisionnement à long terme de gaz naturel et la baisse des tarifs pour le secteur manufacturier, les différentes industries et les particuliers[209] ». Dans la même veine, M. Boag a observé que l’accès à du gaz naturel à un prix concurrentiel favoriserait la compétitivité des raffineries de l’Est du Canada[210].

En outre, M^me Mitchell a affirmé que, grâce à l’exploitation du gaz naturel, on pourrait « exporter du gaz naturel et équilibrer les besoins en énergie dans l’Atlantique; enfin, le gouvernement pourrait obtenir des redevances et augmenter ses recettes fiscales ». M^me Mitchell a résumé ainsi la question : « Si l’on disposait d’une source d’approvisionnement au Nouveau-Brunswick, les investissements directs, indirects et induits pourraient être de l’ordre de 21 millions de dollars et le PIB connaîtrait une hausse directe de 4,5 millions de dollars[211]. » M. Norton a dit que « Nous voulons tout simplement ce dont jouit à bien des égards le reste du Canada, c'est-à-dire avoir la possibilité de nous redresser et d'être autosuffisants. Nous voulons faire partie du club des ‘nantis’. Nous avons vu ce qui s'est passé en Saskatchewan, en Alberta, à Terre-Neuve et en Colombie-Britannique. Nous voyons tant de provinces ‘nanties’[212] ».

3. Avantages potentiels pour le Yukon

Le Yukon est une autre région canadienne qui cherche à exploiter davantage ses ressources pétrolières et gazières. Selon M. Turner, l’exploitation pétrolière et gazière du territoire est relativement récente et la production de gaz naturel a commencé au champ Kotaneelee, dans le sud-est du Yukon. Qui plus est, M. Turner a ajouté que, depuis une dizaine d’années, l’extraction de gaz naturel avait diminué au point que la production est aujourd’hui minime.[213]

Le Comité a appris que, compte tenu de la faible production locale et du manque d’approvisionnement en gaz naturel, le Yukon dépend étroitement de la production hydroélectrique et au diésel, laquelle a atteint sa capacité maximale combinée. C’est pourquoi le milieu des affaires du Yukon souhaite, au dire de M. Turner, « que l’exploration pétrolière et gazière connaisse un essor considérable au Yukon [et] que l’interdiction visant l’exploration dans la Dépression de Whitehorse soit levée[214] ». Il a donc formulé le point de vue suivant :

Bien entendu, l’avantage sera énorme pour les Yukonnais de pouvoir s’approvisionner localement en gaz naturel, surtout si nous convertissons au gaz naturel une partie de nos génératrices de secours diésel. Je préférerais de loin brûler du gaz naturel extrait ici au Yukon par des sociétés qui emploient des Yukonnais et transporté peut-être sur 100 ou 200 kilomètres plutôt que du gaz naturel liquéfié transporté sur 1 500 ou 2 000 kilomètres de l’Alberta ou de la Colombie-Britannique au bénéfice de ces provinces ou au détriment des gaz à effet de serre liés à 2 000 kilomètres de transport jusqu’au Yukon[215].

M. Turner a aussi fait valoir qu’un secteur pétrolier et gazier dynamique au Yukon enrichirait les communautés des Premières Nations grâce aux possibilités d’emploi et à la possibilité de travailler près de chez eux et de leur famille[216].