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RNNR Réunion de comité

Les Avis de convocation contiennent des renseignements sur le sujet, la date, l’heure et l’endroit de la réunion, ainsi qu’une liste des témoins qui doivent comparaître devant le comité. Les Témoignages sont le compte rendu transcrit, révisé et corrigé de tout ce qui a été dit pendant la séance. Les Procès-verbaux sont le compte rendu officiel des séances.

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CANADA

Comité permanent des ressources naturelles


NUMÉRO 032 
l
3e SESSION 
l
40e LÉGISLATURE 

TÉMOIGNAGES

Le jeudi 18 novembre 2010

[Enregistrement électronique]

  (1105)  

[Traduction]

    Bonjour, tout le monde. Je suis heureux d'être de retour.
    Au cours de la première heure, nous accueillerons un témoin et nous poursuivrons notre étude. Pendant la deuxième heure, nous traiterons des travaux futurs du comité. Nous avons commencé une discussion à ce sujet lors de la dernière séance; nous la poursuivrons à ce moment-là.
    Nous accueillons aujourd'hui Michael Binnion, président de la Questerre Energy Corporation. Merci beaucoup de votre présence. Nous avons invité une longue liste de témoins à comparaître, mais ils ne pouvaient tout simplement pas être ici aujourd'hui. Nombre d'entre eux viendront plus tard. Nous sommes donc très heureux de vous compter parmi nous.
    Si vous le voulez bien, nous allons commencer par votre déclaration, d'une durée maximale de 10 minutes, après quoi nous passerons aux questions et aux observations des membres du comité. Je sais que vous nous avez remis un mémoire, mais la déclaration est dans une langue et les autres renseignements, dans une autre. Nous devons donc les faire traduire avant de les distribuer. Le greffier nous les transmettra plus tard.
    Allez-y, s'il vous plaît, monsieur Binnion. Vous avez 10 minutes.

[Français]

    Je m'appelle Michael Binnion et je suis le président de Questerre Energy Corporation. Monsieur le président, mesdames et messieurs les membres du comité, je vous remercie de m'avoir invité à vous adresser la parole aujourd'hui.
    L'objectif principal de Questerre Energy Corporation est lié à notre découverte des shales de l'Utica dans les basses terres du Saint-Laurent, au Québec, où nous travaillons depuis 1998.
    Il existe diverses estimations publiques des gisements de gaz de shale de l'Utica. Il semble que les gisements représentent de 25 à 50 trillions de pieds cubes de gaz, ce qui constitue une des 10 plus importantes découvertes de gaz naturel en Amérique du Nord.

[Traduction]

    Je suis entrepreneur depuis plus de 20 ans et j'ai travaillé auprès d'entreprises du Canada et de partout dans le monde, des entreprises en démarrage et d'autres qui subissaient des transformations radicales, principalement dans le secteur de l'énergie. J'ai la perspective de quelqu'un qui a dirigé une opération de fracturation et qui s'est déjà trouvé sur une installation de forage, sur un site de compression, à une station de comptage; de quelqu'un qui s'y connaît par rapport à l'application pratique de l'ingénierie, de la géophysique et de la géologie; de quelqu'un qui mise son argent personnel sur les résultats.
    J'ai aussi été président et fondateur de la première entreprise occidentale établie dans la République de Géorgie après la guerre civile; j'ai travaillé à leur première loi sur l'hydrocarbure et j'ai collaboré avec la Société financière internationale. Maintenant, je suis absorbé dans les politiques en matière de gaz de shale au Québec.
    Aujourd'hui, j'espère combiner ces points de vue pour discuter de l'incidence du gaz de shale sur la sécurité énergétique, des retombées économiques régionales possibles et du rôle que le gouvernement fédéral peut jouer.
    L'ère du gaz est lancée. Le gaz de shale a des répercussions énormes sur les marchés mondiaux. En 2008, l'Amérique du Nord manquait de gaz naturel, et le prix dépassait de beaucoup 10 $ le millier de pieds cubes, ou 60 $ le baril en termes d'équivalent énergétique; en outre, on prédisait qu'il augmenterait considérablement.
    On prévoyait que l'Amérique du Nord ferait concurrence sur les marchés mondiaux pour obtenir des quantités importantes de gaz naturel liquéfié, ou de GNL. Plusieurs projets de terminaux d'importation de GNL en étaient aux étapes finales de l'approbation, dont trois au Canada: Rabaska, Cacouna et Kitimat. En Europe, les manchettes portaient sur la mainmise de la Russie sur le marché du gaz européen et sur ses répercussions politiques éventuelles. Pour sa part, la Chine signait des contrats à long terme visant à paralyser les réserves mondiales de GNL.
    Seulement deux ans plus tard, le prix du gaz est de moins de 4 $ le millier de pieds cubes, ou de 25 $ le baril en termes d'équivalent énergétique. Tous les projets de terminaux d'importation de GNL ont été annulés. Kitimat a été converti en terminal d'exportation pour les marchés asiatiques. En Europe, les manchettes parlent du fait que la Russie est inquiète au sujet de maintenir sa part de marché, et la Chine continue à paralyser les réserves mondiales de GNL.
    Aujourd'hui, l'industrie produit près de 10 milliards de pieds cubes de gaz de shale par jour, qui servent à satisfaire la demande nord-américaine. Par conséquent, l'Amérique du Nord fait concurrence pour une quantité minimale de GNL sur les marchés internationaux. Les prix en Europe et en Asie commencent à être liés, puisqu'elles tentent d'accéder aux mêmes réserves de GNL. En Grande-Bretagne, actuellement, le prix est d'environ 7 $ le millier de pieds cubes; en Asie, il est un peu plus élevé.
    On doit conclure de tout cela que les consommateurs nord-américains de gaz de shale n'ont pas seulement l'avantage de savoir que leur approvisionnement est assuré, mais aussi de jouir d'un prix inférieur à celui offert sur les marchés internationaux, avec une différence d'au moins 3 $ le millier de pieds cubes. Toutefois, il y a un avantage encore plus important par rapport aux marchés internationaux, quoiqu'il soit plus difficile à quantifier. En effet, on peut seulement émettre des hypothèse sur ce que serait le prix international si l'Amérique du Nord faisait concurrence pour importer jusqu'à 10 milliards de pieds cubes de GNL par jour, compte tenu que la capacité mondiale actuelle totalise seulement 27 milliards de pieds cubes par jour.
    Pendant que le monde se préoccupait de la crise financière, le secteur du gaz naturel créait un nouveau modèle en matière d'énergie mondiale. À mon sens, l'incidence des innovations technologiques qui nous permettent d'extraire du gaz naturel de roches mères est tout aussi importante que la découverte par Rockfeller de la façon de raffiner le pétrole au début du siècle dernier.
    Ce changement a causé un surplus de pétrole; ironiquement, pour cette raison, la Standard Oil a presque fait faillite à l'époque. Toutefois, il a mené à un siècle de croissance fondée sur une source d'énergie plus propre et plus abordable que celle qu'on utilisait auparavant, comme le charbon le siècle précédent. Le gaz de shale pourrait mener au même résultat pendant notre siècle; il pourrait permettre à des milliards de personnes de réaliser leurs aspirations à adopter un niveau de vie occidental, sans que la sécurité énergétique de l'Amérique du Nord s'en trouve menacée.
    Quels sont les possibilités et les risques associés à l'émergence d'une ère du gaz naturel?
    Parlons d'abord des possibilités. Premièrement, grâce à l'abondance de ses ressources gazières non conventionnelles, le Canada pourrait devenir un chef de file mondial dans une économie alimentée par le gaz naturel. Il serait possible d'accroître l'utilisation du gaz naturel, par exemple, en construisant une autoroute transcanadienne verte, en commençant par le corridor Québec-Windsor; en mettant en service des véhicules municipaux et du transport en commun fonctionnant au gaz naturel; en changeant de combustible pour le chauffage, les industries et l'énergie produite à partir de sources qui émettent beaucoup de carbone; et en établissant des terminaux d'exportation de GNL pour satisfaire les besoins de la planète en combustible abordable et propre. Puisqu'à l'heure actuelle, le gaz naturel coûte environ un tiers du prix du pétrole, on pourrait utiliser les économies d'énergie pour rembourser les capitaux requis; il s'agit donc d'une solution énergétique qui ne nécessite pas de subventions.
    Deuxièmement, les nouveaux projets d'exploitation de gaz de shale dans l'Est du Canada pourraient permettre la création d'un secteur local de services côtiers. En ce moment, le secteur de services pour le pétrole et le gaz est concentré dans l'Ouest du Canada, et c'est là qu'on accomplit les avancées technologiques et qu'on trouve les emplois ainsi que les retombées économiques largement répandues et liées à l'industrie pétrolière et gazière. Un secteur des services basé dans l'Est du pays pourrait apporter les mêmes types d'avantages.
    Nous vous avons remis un mémoire qui traite des retombées économiques que l'industrie pourrait produire au Québec.
    Parlons maintenant des risques. Premièrement, de façon générale, la population n'est pas bien informée au sujet de l'exploitation du gaz de shale, et ce, surtout dans les provinces où l'on n'exploite pas depuis longtemps les hydrocarbures. Les techniques et les processus, y compris la fracturation hydraulique, sont utilisés actuellement dans presque tous les puits de gaz naturel de l'Amérique du Nord. Toutefois, c'est encore nouveau dans certaines régions où l'on vient de découvrir du gaz de shale. L'acceptabilité sociale dépend de la sensibilisation de l'ensemble de la population aux risques et aux avantages réels.

  (1110)  

    Deuxièmement, nous avons remarqué que jusqu'à maintenant, ce sont des lobbys politiques associés à d'autres sources d'énergie — comme le charbon et l'énergie subventionnée —, pour qui le gaz naturel représente une menace directe, qui mènent la discussion sur le gaz de shale. À cause des nouveaux médias, le débat politique américain a envahi la discussion canadienne. Concrètement, à notre avis, cela n'a pas aidé à sensibiliser la population à l'industrie du gaz naturel.
    Troisièmement, les pionniers ont le désavantage de devoir financer la construction de la nouvelle infrastructure requise pour le gaz naturel. En effet, les installations et les pipelines communs devront être réglementés afin que de nombreuses parties puissent les utiliser. Or, les pionniers doivent subir une part disproportionnée des coûts et des risques, ce qui a pour résultat de retarder les investissements nécessaires pour promouvoir l'adoption de ce combustible plus propre.
    Voici ce que nous recommandons au gouvernement fédéral.
    Puisque les ressources des provinces ne relèvent pas du gouvernement fédéral, celui-ci pourrait jouer le rôle d'intermédiaire honnête; il pourrait effectuer des recherches et informer le public sur les risques techniques et les procédures liés au processus d'extraction du gaz de shale. La participation de Ressources naturelles Canada à la convention du Munk Centre au sujet de l'incidence du gaz de shale sur les ressources en eau représente un exemple réussi d'une telle approche.
    Une autre recommandation par rapport au rôle du gouvernement fédéral dans le commerce interprovincial et international serait d'appuyer la construction d'infrastructures pour le gaz naturel. Il est peu probable que le secteur privé aura les moyens d'avancer seul des projets majeurs d'infrastructure publique.
    Enfin, nous encourageons le gouvernement fédéral à tirer des leçons des événements qui se sont produits récemment aux États-Unis et à renoncer à l'idée du plafonnement et de l'échange. Comme nous l'avons vu en Europe, ce plan conduira à des décisions politiques au chapitre des crédits de pollution et favorisera inévitablement les industries bien établies, ce qui signifie celle du charbon dans le contexte nord-américain. Le marché a bien réussi à fournir aux consommateurs l'énergie qu'ils demandent, mais dans la mesure où la politique publique l'exige, une taxe sur les émissions carboniques constituera un moyen plus efficace et moins déformé d'encourager les consommateurs à faire des choix qui réduiront les émissions.
    Encore une fois, je vous remercie de m'avoir permis de vous présenter mes observations. J'espère qu'elles vous seront utiles. Je serai ravi de répondre à vos questions.
    Merci beaucoup de votre excellente déclaration, qui nous a fourni, je crois, un bon aperçu de la question du gaz de shale et un bon point de départ.
    Nous allons passer directement aux questions.
    Monsieur Coderre, vous avez un maximum de sept minutes. Allez-y, s'il vous plaît.

[Français]

    Merci, monsieur le président.
    Monsieur Binnion, je vous remercie de vous prêter à cet exercice. Vous avez sûrement dû assister au Québec à certaines rencontres portant sur la question des gaz de shale. Une chose est certaine: on essaie de comprendre et on veut être respectueux des compétences. Je veux vous remercier de nous avoir donné certaines pistes. On pourra en discuter davantage.
    J'aimerais d'abord savoir si vous connaissez assez bien le modèle de la Colombie-Britannique.

[Traduction]

    Le modèle britannique pour la réglementation ou pour les redevances...?
    De la Colombie-Britannique.
    De la Colombie-Britannique, oui. Nous avons un projet dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique; nous suivons donc le modèle de cette province.

[Français]

    D'accord. J'imagine que ces gens ont fait leurs devoirs sur le plan législatif, notamment. Y a-t-il des similitudes entre la législation québécoise et celle de la Colombie-Britannique? Au Québec, cette question est régie par la Loi sur les mines. Il n'y a pas de loi qui porte sur les hydrocarbures. Y en a-t-il une en Colombie-Britannique?

[Traduction]

    Oui. Si vous le permettez, je vais répondre en deux temps.
    D'abord, il est vrai qu'au Québec, la Loi sur les hydrocarbures fait partie de la Loi sur les mines, mais la mesure législative comprend des dispositions distinctes et, si je ne m'abuse, environ 30 pages de règlements portant précisément sur le pétrole et le gaz.
    Au Québec, le modèle a été mis au point en fonction de l'exploration, car on n'y a jamais vraiment fait de production. Le système est donc conçu uniquement pour l'exploration. À cette fin, il a été extrêmement efficace au Québec; la preuve, c'est qu'on explore dans cette province depuis environ 30 ans, et les gens ignoraient qu'on s'y trouvait.
    En Colombie-Britannique, l'industrie est beaucoup plus développée. Le système employé là-bas, l'Oil and Gas Commission, a été constitué autour de 1980. L'industrie évolue donc depuis quelque temps, et le modèle est plus avancé parce qu'il a été conçu, bien sûr, en fonction de l'exploration et de la production. Je crois que ce serait un bon modèle à suivre pour le Québec.

  (1115)  

[Français]

    Je suis un député fédéral. Si j'étais un député provincial, vous et moi n'utiliserions peut-être pas le même ton, ce matin. Je vais néanmoins être respectueux à l'égard de la politique provinciale. Je trouve, malheureusement, que les explications entre l'industrie et la population ont été un échec lamentable. Des gestes disgracieux ont été posés. Je ne parle pas de vous, mais de certaines compagnies de forage, notamment. On peut spéculer sur les prix sur la scène internationale, mais je ne pense pas qu'on doive spéculer sur la qualité de vie des gens, même s'il y a des compensations. Mais c'est une autre histoire.
    J'aimerais qu'on s'arrête davantage sur le rôle du gouvernement canadien. Je ne veux pas parler de financement. Le Québec a fait un choix de société, et il ne faudrait pas s'aventurer sur ce terrain. Il y a déjà d'autres dossiers de cette nature. J'aimerais plutôt qu'on parle du rôle de l'Office national de l'énergie.
    Je ne vous ai pas entendu parler des évaluations environnementales qui relèvent maintenant de l'office, entre autres. À votre connaissance, est-ce qu'il y a eu des évaluations environnementales sur l'impact des gaz de shale, notamment au Québec?
    Au Nouveau-Brunswick, la situation est la même, présentement.

[Traduction]

    Je sais, par exemple, qu'au Munk Centre, le représentant de Ressources naturelles Canada a mentionné qu'on avait fait des études internes au sujet de l'incidence du gaz naturel sur les émissions de CO2 par rapport au cycle de vie complet. Personnellement, c'est le seul exemple que je connais.

[Français]

    J'ai regardé dimanche dernier l'émission Découverte, qui était assez troublante. On a toujours comme exemple la Pennsylvanie et la situation de la firme Talisman, entre autres.
    Vous avez besoin d'énormément d'eau pour le fractionnement, afin de recueillir le gaz. Comment pouvez-vous nous assurer que l'exploitation des gaz de shale, notamment au Québec, ne va pas causer des dommages à notre nappe phréatique et contaminer l'eau? Il y a un impact en ce sens. Les gens ont besoin d'être rassurés, mais surtout de comprendre ce qui se passe.

[Traduction]

    Notre entreprise a publié une fiche de renseignements sur l'utilisation de l'eau dans les processus liés au gaz de shale au Québec. Elle se trouve sur notre site Web, Questerre.com.
    Pour résumer brièvement, selon nous, si l'on exploitait environ 400 puits par année, nombre qui se situe près du haut de l'échelle des prédictions qui ont été faites par rapport à la pleine exploitation au Québec, nous serions un faible utilisateur industriel d'eau; en effet, nous utiliserions environ trois milliards de litres d'eau par année, ce qui serait moins que les lave-autos du Québec et ce qui représenterait peut-être 20 p. 100 de l'eau qui fuit des tuyaux de la ville de Québec. En outre, c'est moins de 1 p. 100 de ce que le secteur de l'agriculture utilise, et aussi que l'industrie des pâtes et papiers.
    Je comprends que lorsqu'on parle aux gens et qu'on leur dit qu'on utilise 12 millions de litres d'eau, ils pensent que ce nombre est énorme. C'est difficile de saisir ce qu'il représente vraiment. Or, dans le contexte industriel, il s'agit en fait d'une petite quantité d'eau, qu'on remarquera à peine ou même pas du tout sur le plan de la nappe phréatique du Québec. D'ailleurs, le MDDEP a déjà adopté des règlements selon lesquels s'il y a des pénuries d'eau dans des zones locales, la quantité que nous pourrons prendre sera limitée. Je ne m'attends pas à ce que cela pose problème un jour dans les basses terres.
    En outre, pour examiner la question sous un autre angle, nous avons calculé la quantité d'eau nécessaire pour exploiter un puits et nous l'avons comparée au nombre de maisons que le gaz extrait de ce puits permettrait de chauffer ou d'alimenter pendant un an, si l'on utilisait du gaz naturel. Le résultat est moins d'un litre d'eau par année par maison au Québec, comparativement à l'utilisation actuelle, qui est de 360 litres d'eau par maison.

[Français]

    Vous devez recycler l'eau, la traiter. Or il y a deux possibilités: vous concluez une entente avec les responsables des puits d'épuration... Quant aux infrastructures municipales existantes, c'est une autre histoire, et je ne suis pas certain que ce soit la bonne chose à faire.
    Il ne faut pas s'affoler. On parle d'exploration et non d'exploitation. Votre compagnie a-t-elle l'intention de mettre sur pied sa propre infrastructure pour faire elle-même le traitement des eaux? Est-ce une situation que vous envisagez?

[Traduction]

    Selon nos prédictions, lorsqu'on procédera à la pleine exploitation, on recyclera presque 100 p. 100 de l'eau du Québec. Pour aider à mettre cela en contexte, je vous dirais que la minéralogie de chaque shale est différente, ce qui signifie que la composition minérale et chimique des eaux de reflux de chaque shale est aussi différente. Lorsqu'on lit au sujet des eaux de reflux en Amérique du Nord, il faut comprendre qu'il est toujours question des eaux liées aux shales qui se trouvent à l'endroit concerné.
    Je sais que dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique, on étudie actuellement les installations de traitement, en raison du nombre de solides qui se retrouvent dans l'eau. Personnellement, je ne suis pas au fait du dossier; j'ai seulement lu certaines choses à ce sujet.
    Au Québec, je suis personnellement au fait des analyses des eaux de reflux. L'une de ces analyses a été soumise dans le mémoire que l'Association pétrolière et gazière du Québec a présenté au BAPE, à titre d'exemple. Par ailleurs, elles sont toutes soumises aux installations de traitement et au MDDEP, mais au Québec, les eaux de reflux sont très propres en raison de la minéralogie des shales d'Utica. En fait, elles correspondraient aux normes relatives aux eaux pluviales si leur teneur en sel n'était pas aussi élevée. Ce facteur a pour résultat qu'elles sont très faciles à recycler, car le sel contribue à la protection des formations de shale.
    Nous prévoyons tout à fait pouvoir recycler avec beaucoup de succès, mais je devrais mentionner qu'en ce moment, parce que nous n'en sommes qu'au stade de l'exploration, nous forons seulement un puits à la fois. Nous ne pouvons donc pas recycler les eaux et les utiliser pour le prochain puits, puisque nous n'en forons qu'un. Ma réponse se rapporte à ce qui se produira lorsque nous forerons plus qu'un puits à la fois.

  (1120)  

     Merci, monsieur Coderre.
     Nous allons maintenant passer à Mme Brunelle qui dispose de sept minutes.
     Allez-y.

[Français]

     Merci, monsieur le président. Bonjour, messieurs.
    À quel endroit se trouve le siège social de Questerre Energy Corporation?

[Traduction]

    Il est situé à Calgary.

[Français]

    Je regardais où vous êtes présents au Québec. Si je ne m'abuse, votre plus grand bloc d'exploration est à Saint-Jean, car il compte 181 000 acres près de la frontière américaine. De plus, vous êtes partenaire de Gastem Inc. et votre participation se chiffre à 56 p. 100. Vous avez aussi une association dans la région de Yamaska et ailleurs avec Talisman Energy. On s'aperçoit que vous y croyez. En tous cas, vous êtes présents à de nombreux endroits.
    Vous n'êtes pas sans savoir qu'il y a une vaste opposition de la population du Québec. Vous êtes dans des territoires que je viens de nommer qui sont des régions densément peuplées. Ce sont des territoires agricoles pour la plupart et il y en a peu au Québec. Sauf erreur, ils représentent 2 p. 100 de la superficie.
    Vous nous dites que ça créera des emplois, mais il nous semble que ce seront des emplois peu spécialisés et que les emplois spécialisés iront ailleurs au Canada. Vous savez que les besoins en gaz sont quand même peu élevés, et la population préfère vraiment les énergies vertes telles que l'hydroélectricité et l'énergie éolienne.
    En outre, on parlé tout à l'heure de l'utilisation de l'eau. Nous croyons que cela causera des dommages à l'environnement.
    La question que je me pose vient du fait que le prix du gaz naturel est bas. On nous dit que les stocks sont élevés en Amérique du Nord. Ils sont plus élevés de 8 p. 100 que la moyenne des dernières années. Quel est l'intérêt réel pour votre industrie de vous positionner pour l'exploitation de ces gaz? À première vue, il semble que vous désiriez les exporter.

[Traduction]

     J’ai foré mon premier puits au Québec en 1989. Nous n’avons pas réussi à cette époque et, comme je l’ai mentionné, c’est à ce moment-là que je me suis rendu en Géorgie. Je suis revenu en 1998 afin d’essayer à nouveau. Je caressais l’idée de découvrir des ressources non conventionnelles. Cela fait donc 12 ans que nous travaillons à ce projet au Québec. Durant cette période, nous avons traversé un certain nombre de différents cycles économiques et énergétiques.
     Nous rêvions vraiment de découvrir une grande réserve de gaz au Québec et d'accomplir quelque chose qui aurait une incidence sur l'indépendance énergétique de la province.
     Je mentionne que le Québec est le deuxième marché en importance pour la consommation de gaz naturel au Canada. C'est un très vaste marché, dépassé seulement par l’Ontario. Le marché local est bien assez important pour intéresser nos actionnaires. Bien entendu, ces derniers nous demandent toujours d'en faire davantage, alors il est possible que nous exportions du gaz. Je pense qu'il faudra au moins 10 ans avant que nous soyons en mesure d'exporter et, à mon avis, nous mettrons plusieurs années à satisfaire simplement les besoins du marché local.
     Quant aux exploitations agricoles, ce qui est formidable à propos du secteur pétrolier et gazier de l’Ouest canadien, c’est la mesure dans laquelle il se mêle bien à l’agriculture en raison du peu d’espace qu’il occupe. Les gens continuent de cultiver. Ce n’est pas comme si nous transformions leur ferme en usine et finissions par leur faire perdre leur exploitation agricole. En fait, nous faisons exactement le contraire. Dans de nombreux cas, des gens ont été en mesure de conserver leur ferme familiale et de continuer à l’exploiter, parce qu’un exploitant pétrolier et gazier est venu s’établir chez eux et leur a offert un supplément de revenu.
     Je pense que l’industrie a merveilleusement bien réussi non seulement à coexister avec l’agriculture, mais aussi à partager les avantages économiques tant avec Calgary qu’avec les régions. C’est pourquoi je pense que notre exploitation complétera bien l’utilisation actuelle des basses-terres.
     J’admets que nous n’avons pas renseigné les gens sur les avantages potentiels de notre industrie et sur son intégration harmonieuse aussi bien que nous aurions pu le faire. Mais je peux vous dire que lorsque l’on examine les dizaines de différents types d’emplois que le secteur pétrolier et gazier offre, on constate que des Québécois seraient en mesure d’occuper ces postes dès aujourd’hui. Nous avons aussi communiqué avec le CEGEP de Thetford Mines au sujet des possibilités de formation pour les gens. Il y a beaucoup d’emplois que, dans très peu de temps, les habitants locaux pourront également exercer.
     Parce que l’exploitation du gaz de shale entraîne des coûts d’investissement très élevés, je peux vous affirmer que nous devons employer du personnel local et recourir à des services locaux pour rentabiliser notre entreprise. Nous ne pourrons être concurrentiels si nous devons faire appel à des travailleurs de Calgary et payer leurs frais de déplacement toutes les deux semaines.

  (1125)  

[Français]

    Il est certain que le Québec recherche la sécurité énergétique, comme partout dans le monde. C'est ce qu'on vise. Toutefois, on ne veut pas faire les choses n'importe comment et on ne veut pas y aller trop rapidement. En effet, quand on parle de terres agricoles, on parle de l'eau. Vous disiez utiliser une faible quantité d'eau, mais il ne faut pas oublier qu'il y a des produits chimiques de différentes sortes utilisés pour fractionner le schiste. La population est inquiète. Comment va-t-on retrouver notre eau? On s'aperçoit qu'il y a de nombreuses stations d'épuration des eaux qui ne sont pas en mesure, au Québec, de traiter les eaux usées générées par l'industrie.
    Face à ce problème, avez-vous l'intention de financer de futures usines de traitement ou de dédommager les collectivités de façon importante?

[Traduction]

     Je conviens qu’en ce moment, notre plus grande difficulté au Québec, sur le plan des relations publiques, consiste à dissiper cette notion de contamination de l’eau. J’ai passé beaucoup de temps sur la Rive-Sud. Mon objectif est de rencontrer tous les maires de la région et, jusqu’à maintenant, j’ai probablement parlé à peu près 50 p. 100 d’entre eux.
     Au cours des six derniers mois, le discours a beaucoup changé. Nous avons publié des documents pour aborder la question des produits chimiques employés pour la fracturation. Nous avons fait preuve de transparence. Tous les journalistes du Québec ont enquêté sur cette question et ont découvert que nous utilisions un très petit nombre de produits chimiques pour extraire le gaz de shale, un nombre bien inférieur à celui nécessaire à la fracturation conventionnelle. Celle-ci requiert 300, 400 ou 500 produits chimiques. L’exploitation du gaz de shale est économique et concurrentielle précisément parce que nous utilisons si peu de produits chimiques, ce qui est ironique, car les gens sont plus préoccupés par elle que par la fracturation conventionnelle. Dernièrement, ces genres de questions ne semblent plus retenir l’attention du Québec. Ce qui inquiète les gens maintenant, c’est la contamination de l’eau découlant du forage et des déversements potentiels à la surface.
     En ce qui concerne l’épuration de l’eau — étant donné que nous avons mené tous les tests et que nous avons déjà traité nos eaux usées dans plusieurs stations de traitement des eaux du Québec —, j’ai l’impression que c’est davantage une question de compétence municipale-provinciale. En choisissant de ne pas recycler l’eau, les municipalités gardent un certain contrôle à l’échelle locale. La question de compétence entre les municipalités et les provinces n’est pas nécessairement un argument que nous tenons tellement à débattre, mais nous pensons que l’enjeu du traitement des eaux est davantage lié à cela qu’aux eaux de reflux elles-mêmes.

[Français]

    Merci, madame Brunelle.

[Traduction]

    Monsieur Cullen, vous disposez de sept minutes. Allez-y.
     Je vous remercie de votre présence.
     Le comité a entamé un dialogue sur la sécurité énergétique. Tout d’abord, nous nous efforçons de comprendre ce que cela veut dire. L’expression est employée fréquemment sans être nécessairement bien comprise.
     Pourriez-vous nous expliquer le plus brièvement possible à quel point, selon vous, la sécurité énergétique est cruciale pour le Canada et, deuxièmement, comment la définiriez-vous?
    J’aimerais bien poser les questions.
     Je pense que le Canada fait partie de la solution au problème de sécurité énergétique nord-américaine, sinon mondiale. Compte tenu de ses ressources d’énergie hydraulique et de ses abondantes réserves de pétrole et de gaz naturel, je ne vois pas comment le Canada pourrait avoir un problème de sécurité énergétique. Il est difficile de se l’imaginer.

  (1130)  

    Donc, nous ne sommes pas préoccupés par la sécurité énergétique mais, comme nous disposons d’abondantes sources d’énergie et que les États-Unis ont d’énormes besoins, nous sommes évidemment leur fournisseur et, selon vous, c’est le rôle que nous jouons lorsque nous discutons de sécurité énergétique.
     Je pense que l’Amérique du Nord a un problème de sécurité énergétique; autrement dit, les États-Unis en ont un et, à mon avis, le Canada apporte une solution à ce problème.
    Parce que nous en avons déjà parlé dans le cadre de vos réponses, les facteurs de sécurité environnementale sont-ils également pris en considération dans tout cela?
    Le mot « responsabilités » ne cesse de me venir à l’esprit. Votre entreprise assume constamment des responsabilités, et elle souscrit à des assurances pour couvrir certaines d’entre elles. Les préoccupations qui ont été soulevées au sujet des sources non conventionnelles de pétrole et de gaz, en particulier dans le cas du Québec, ont trait aux responsabilités endossées, non pas par l’entreprise, mais par le public. Lorsque vous jalonnez un terrain et que vous extrayez une ressource pour la vendre sur le marché, ce que vous laissez derrière vous n’est souvent…
     Par exemple, lorsque vous établissez une exploitation et que vous forez une série de puits, êtes-vous cautionné? Devez-vous verser un cautionnement au cas où votre entreprise traverserait une période difficile et serait incapable de terminer le processus de nettoyage?
    En ce qui concerne la question plus vaste de la sécurité environnementale, je pense qu’aujourd’hui, c’est valable pour toute industrie. Certains jours, j’ai l’impression qu’elle ne s’applique qu’au secteur pétrolier et gazier, mais cette question est valable pour chaque industrie. Si nous voulons avoir une économie et un développement durable, il faudra que nos industries atténuent leurs répercussions sur l’environnement, et il n’y a pas d’industrie qui n’en a pas. Je pense que c’est la vérité. Lorsque nous examinons le secteur pétrolier, gazier et énergétique, nous devons déterminer ce qui est raisonnable en matière de répercussions et de mesures d’atténuation.
     En ce qui a trait précisément à la responsabilité des personnes morales dans le domaine des enjeux environnementaux, je tiens d’abord à préciser qu’à ma connaissance, aucune administration au Canada ne limite les responsabilités d’une entreprise, quelle qu’elle soit. L’entreprise est entièrement responsable de tout problème potentiel, que ce soit la perte de contrôle d’un puits, un déversement dans l’environnement, etc. Nous souscrivons à des assurances, comme l’exigent en général les règlements.
    Surtout en ce qui concerne le cautionnement, j’essaie un peu de vous comparer à l’industrie minière. Le passé nous a appris que, même si les entreprises sont animées des meilleures intentions, toutes sortes de choses peuvent se produire. Par conséquent, aujourd’hui, avant d’entreprendre la plupart des grands travaux d’exploitation minière, les entreprises sont tenues de verser des cautionnements pour couvrir les imprévus… Ceux-ci peuvent être substantiels, mais je ne crois pas que les exploitations pétrolières ou gazières aient ce…
    Mais nous sommes tenus d’avoir des assurances, et nous versons également des dépôts de forage. La Saskatchewan, l’Alberta et la Colombie-Britannique ont également mis sur pied des programmes financés par l’industrie qui s’occupent des puits abandonnés inadéquatement. En fait, ce sont des programmes d’assurance globale financés par l’industrie. Si, financièrement, une entreprise n’est pas en mesure de remplir ses obligations, un programme prend la relève.
    C’est pratique.
     Au sujet de la question de la fracturation, vous avez mentionné que, pour forer des puits de méthane de manière traditionnelle, on ajoutait quelque 500 à 560 produits chimiques au fluide de fracturation même…
     Ce sont les produits chimiques qui sont à la disposition des ingénieurs de forage. Ils ne les utilisent pas nécessairement tous, mais on peut s’en servir à cet effet.
    Certains d’entre eux sont très dangereux. Vous ne voudriez certainement pas qu’ils soient présents dans votre eau potable. Ils sont cancérogènes et ont toutes sortes d’effets néfastes. Vous dites que vous utilisez un nombre beaucoup moins élevé d’entre eux.
     Ma question a deux volets. Premièrement, combien de produits chimiques ajoutez-vous en ce moment à votre fluide de fracturation? Certains d’entre eux sont-ils cancérogènes et les divulguez-vous au public? Rendez-vous publique la liste des produits chimiques?
     C’est un problème, parce que certaines entreprises refusent de publier le nom des produits chimiques qu’elles utilisent, ce qui inquiète le public.
    En règle générale, nous utilisons à peu près 12 produits. Ils sont publiés dans notre site Web. D’autres entreprises les ont également rendus publics. Par exemple, ils sont énumérés dans les formulaires réglementaires que nous présentons au ministère des Ressources naturelles et de la Faune du Québec. Ils sont divulgués aux organismes de réglementation. Si vous examinez le rapport du Ground Water Protection Council, vous constaterez que son personnel a consulté les registres des États pour les publier. Par conséquent, ces produits chimiques ne sont pas…
     Même si certaines entreprises ne veulent pas les rendre publics pour préserver le secret commercial, les responsables de la réglementation les connaissent, et certaines sociétés, comme la nôtre, ne croient pas qu’ils font partie des secrets de fabrication, alors elles les publient.
     En ce qui concerne les substances cancérogènes, j’ignore s’ils en font partie. Je sais que certaines personnes ont parlé de l’acrylamide, bien qu’en réalité, nous utilisions du polyacrylamide. Par contre, ce sont tous des ingrédients qui sont présents dans vos produits ménagers, sous forme de nettoyants, de désinfectants…
     Je n’entends pas par là qu’ils sont inoffensifs — à la maison, nous manipulons soigneusement les produits comme les désinfectants afin de nous assurer que les enfants n’y ont pas accès, etc. —, mais que ce sont des produits chimiques que les Canadiens sont capables d’employer dans leur maison de manière sécuritaire.

  (1135)  

    C’est à la fois vrai et faux. Ce qui inquiète les gens à propos des fluides de fracturation, c’est qu’au cours du processus, vous êtes loin de récupérer la totalité du fluide qui est injecté dans le puits. Il est impossible de le faire
    Eh bien, disons que nous en récupérons 50 p. 100.
    Oui. Donc, la moitié demeure dans le puits, et cela peut représenter une importante quantité de produits chimiques. Je pense qu’il est injuste de dire qu’ils sont présents dans notre maison et nos désinfectants, parce que nous ne versons pas dans l’eau que nous buvons les produits chimiques qui se trouvent sous l’évier. Les gens sont inquiets parce que 50 p. 100 des produits chimiques sont laissés sous terre et parfois dans des sources d’eau potable. Le danger de contamination est réel, et je pense que vous le reconnaissez.
    Je ne crois pas qu’il soit juste de dire que la contamination de l’eau potable est un problème dont seule l’industrie doit se préoccuper? C’est certainement le point de mire des propos du public.
    Mais pas de la façon dont vous le dites. En fait, je dirais que c’est plutôt le contraire de ce que vous venez de dire à propos de cette question très précise. Je ne vois aucune objection à parler des risques qui existent, mais vous parlez d’un domaine qui ne présente pas vraiment de risque.
     Premièrement, la fracturation a lieu à un ou deux kilomètres sous terre. Nous extrayons un gaz qui est emprisonné là depuis quelques centaines de millions d’années, parce qu’il est couvert de couches rocheuses imperméables. Oui, l’eau coule au fond du puits et, oui, elle reste là, mais elle demeure à un endroit qui a été en mesure d’emprisonner du gaz naturel, un élément beaucoup moins dense que l’eau. Je pense que le Ground Water Protection Council a publié un rapport qui indique que la probabilité qu’une eau de ce genre atteigne la surface est moins d’un sur 200 000 000, ou quelque chose du genre.
     Mais les tubages se brisent, et tous les produits chimiques n’arrivent pas au fond du puits. Certains d’entre eux se dissocient, et des accidents peuvent se produire.
    Pour finir ce que j’étais en train de dire à propos des produits chimiques qui se trouvent dans votre maison, vous les versez littéralement dans les tuyaux qui mènent au système d’alimentation en eau. Donc, pour faire une comparaison, nous acheminons l’eau vers un endroit d’où elle ne peut s’échapper, alors qu’à la maison, les gens la versent dans les égouts qui alimentent les stations de traitement des eaux.
     Quant aux risques, ils existent surtout à la surface où des déversements peuvent se produire. Lorsque l’eau refait surface, c’est habituellement parce qu’il y a une fuite dans les bassins ou les réservoirs qui relèvent de différentes administrations. La manipulation et le transport de l’eau qui arrive et qui repart sont également risqués. Il est aussi possible de contaminer l’eau souterraine en déversant accidentellement le fluide de fracturation.
     En ce qui concerne le système même, si le tubage ne maintient pas la pression, le processus de fracturation est interrompu. Avant de commencer la fracturation, le tubage est testé au moyen d’un mécanisme d’autocontrôle parce que, si le tubage se trouve dans un système confiné soumis à une haute pression lorsque nous pompons le fluide, la pression est beaucoup moins élevée lorsque nous remontons, et cela nous permet de savoir que rien ne s’écoule du tubage en tant que tel.
    Merci, monsieur Cullen. Votre temps de parole est écoulé.
     Monsieur Allen, vous disposez de sept minutes.
    Merci, monsieur le président.
    Merci, monsieur Binnion, d'être ici aujourd'hui. Merci également de votre exposé.
    Pour continuer un peu dans le même sens que Nathan, a-t-on établi des règlements ou une règle empirique à propos de la distance qu'il devrait y avoir entre l'endroit où vous forez et effectuez la fracturation et un aquifère?
    Oui. En Alberta, on a établi des règlements après l'incident qui s'est produit à Rosebud. Il semblerait que certaines fractures peu profondes dans le méthane houiller auraient interféré avec l'eau souterraine. La province a établi des règles qui limitent à quel point vous pouvez vous approcher de la surface lors des opérations de fracturation.
    Pour faire les choses comme il se doit dans les champs pétrolifères, il faut faire intervenir différents calculs pour planifier la fracturation selon les règles de l’art en matière d’ingénierie, afin qu'elle se fasse là où vous le voulez.
    Ces dernières années, les procédés de fracturation, la technologie et l'usage de produits chimiques ont-ils changé? Il me semble que passablement de changements sont intervenus dans l'usage de produits chimiques au cours des dernières années. Selon vous, la technologie s'est-elle améliorée? Avez-vous constaté une diminution de la quantité des produits chimiques utilisés dans la fracturation horizontale et verticale?

  (1140)  

    La première chose qu'il faut savoir concernant les schistes de Barnett, qui représentent d'ailleurs la toute première tentative commerciale réussie avec les zones schisteuses, c'est que Mitchell Oil a mené des expériences pendant des années en utilisant différentes technologies de fracturation pour essayer de trouver une façon qui fonctionnerait. Ce qui est vraiment remarquable c'est qu'en fin de compte, la bonne façon de faire consistait à n'utiliser que de l'eau et pratiquement aucun additif. Soit dit en passant, il s'ensuit que l'opération est moins coûteuse et plus concurrentielle.
    Lorsque nous disons que nous n'utilisons aucun produit chimique, il faut quand même préciser que nous utilisons les produits chimiques de base -- la liste est sur notre site Web. Un produit rompt la tension superficielle de l'eau pour qu'elle s'écoule mieux, et un autre -- qui est en fait un additif alimentaire en gel -- aide à retenir le sable. Nous utilisons donc surtout ces deux produits. En plus, nous ajoutons une petite quantité d'agent de contrôle du fer, et des biocides pour empêcher la croissance de bactéries -- ce genre de choses.
    D'accord.
    Le reste de votre question portait sur ce qui avait changé de l'autre côté. Nos opérations de fracturation sont de plus en plus ambitieuses. Elles ont progressé par étapes; il y a 10 ou 20 ans, nos fracturations étaient de l'ordre de 30 tonnes. Aujourd'hui, elles atteignent 100 à 200 tonnes. Nous avons donc augmenté la taille des fracturations individuelles.
    Nous avons ensuite fracturé plusieurs sections dans un même puits horizontal. Ce sont là les progrès réalisés.
    D'accord.
    Vous avez mentionné que le secteur des services était surtout localisé dans l'Ouest. Au Nouveau-Brunswick, nous commençons tout juste à faire comme vous, et certaines entreprises ont amorcé des travaux d'exploration -- et je vois quelques obstacles dans le document que la Bibliothèque du Parlement nous a fourni.
    Si on exploitait les gaz de schiste au maximum, est-ce qu'il existe une règle empirique en ce qui a trait aux répercussions d'un puits sur le PIB des provinces ou sur leurs recettes, par exemple au Québec et au Canada atlantique?
    Je dois dire qu'il n'y en a pas. Secor a mené une étude d'impact pour nous au Québec. Cependant, puisque qu'il n'y pas de données économiques au Québec, cette étude ne tenait pas vraiment compte des répercussions de la formation d'un secteur de services local. À mon avis, l'étude a donc plus ou moins manqué le bateau, puisque la plus grande partie du capital est dépensée dans ce secteur -- par le secteur des services de l'industrie pétrolière et gazière, toutes les entreprises à Calgary n'étant que la pointe de l'iceberg, puisqu'elles ont presque tout confié à des sous-traitants.
    Est-ce qu'on a calculé le ratio entre le nombre d'employés dans le secteur des services et le nombre d'employés aux puits? Est-ce qu'il existe des données qui pourraient nous situer sur le plan de l'emploi?
    Pour ajouter à la question, quelle serait la spécialité technologique la plus en demande?
    Un ratio a sûrement été calculé, mais je ne le connais pas. Je sais qu'il y a beaucoup plus d'employés dans le secteur des services que dans les entreprises d'exploration et de production, mais je devrai poser la question à quelqu'un qui sait exactement combien.
    Pour ce qui est des types d'emplois, on peut dire qu'il y en a vraiment beaucoup. Il y en a en construction, puisque nous construisons nos puits; nous avons aussi besoin de gens pour accomplir toutes sortes de tâches sur l'appareil de forage comme tel; nous faisons appel à tellement de différents fournisseurs de services, que ce soit pour la cimentation, les opérations de diagraphie, le suivi du forage ou pour l'appareil de forage lui-même. Il y a un si grand nombre de services spécialisés requis sur le site d'un appareil de forage qu'on peut généralement y compter de 50 à 100 personnes qui y travaillent en même temps, les qualifications allant de manoeuvres à spécialistes.
    C'est un peu ardu à faire comprendre, mais vous avez touché à ce qui représente mon défi actuel au Québec, c'est-à-dire faire comprendre exactement cela aux gens de la Rive-Sud.
    Vous avez mentionné qu'il y avait de 50 à 100 personnes qui travaillent au puits. Ensuite, en réponse à une autre question, vous avez dit que votre empreinte écologique étant assez petite, c'était avantageux pour le milieu agricole dans l'Ouest.
    Quelle est votre empreinte écologique?
    Notre empreinte serait probablement de l'ordre d'environ 100 mètres sur 100 mètres pendant nos travaux. Nous louons des concessions un peu plus grandes maintenant, car nous installons plusieurs puits par plateforme ou par rampe, ce qui veut dire que nous utilisons beaucoup moins de plateformes, mais elles sont un peu plus grandes. Elles peuvent aller jusqu'à 120 sur 120, et même 150 sur 120. L'important, c'est qu'une fois l'installation terminée, le puits de gaz de schiste est opérationnel pendant 10 à 50 ans à peu près, mais la centaine de travailleurs et tout l'équipement n'y sont plus. Cela facilite les choses pour les fermiers, et ils continuent de percevoir le loyer sur la durée de vie du puits.
    Lorsque vous examinez le cadre de réglementation relatif aux gaz de schiste et comment il a évolué avec le temps, quels en sont les éléments qui, selon vous, ont fonctionné et qui ont contribué à développer l'industrie?

  (1145)  

    En Colombie-Britannique, quand Campbell a commencé la déréglementation, l'industrie du pétrole et du gaz, qui était quelque peu stagnante, a soudainement pris son essor. C'est sans contredit une chose qui a connu du succès. Nous avons vu les effets de la révision des redevances sur l'industrie en Alberta; voilà quelque chose qui a fait tout le contraire de stimuler l'activité économique.
    J'ai travaillé dans de nombreux pays, dont les États-Unis et le Canada, mais aussi outre-mer. Au Canada, l'industrie est concentrée, en réalité, en Alberta, où l'on trouve beaucoup d'expertise à laquelle ont aussi recours la Colombie-Britannique et la Saskatchewan. Je dois dire que le Canada, comparativement aux autres pays, a un des meilleurs — sinon le meilleur — systèmes de réglementation au monde. Cela ne veut pas dire, pour ceux qui nous écoutent, qu'il ne peut pas être amélioré.
    Merci, monsieur Allen.
    Nous passons maintenant à la deuxième série de questions. Nous avons jusqu'à 12 h 5, donc nous devrions être en mesure d'avoir des questions à cinq minutes.
    Nous allons commencer avec M. Tonks.
    Merci beaucoup, monsieur le président.
    Merci, monsieur Binnion, d'être ici. Le comité trouve toujours que c'est instructif d'accueillir quelqu'un qui est bel et bien sur le terrain et qui a votre expérience.
    Mes questions portent sur l'argument stratégique que vous avez utilisé par rapport au rôle que la Chine et l'Europe ont joué relativement aux fluctuations et au monopole qui ont, pour ainsi dire, conduit à l'instabilité extrême du prix et ont probablement eu un effet sur les stratégies d'investissement, etc.
    Premièrement, ma question est la suivante: qu'en est-il actuellement des investissements chinois? En fait, les Chinois sont-ils aussi engagés que vous nous l'avez souligné, dans le contexte nord-américain? Ont-ils un intérêt ou sont-ils engagés soit dans des stratégies d'investissement, soit dans la technologie et des stratégies de développement qui pourraient influer sur le prix ou l'offre et la demande?
    Je vais vous donner des réponses fondées sur des observations empiriques. Je sais qu'il y a beaucoup d'investissements dans les infrastructures pour le gaz naturel en Chine continentale. Plus près de nous, deux investissements importants ont été faits dans le gaz de schiste de Horn River; je sais que la CNOOC en a fait un, et peut-être même les deux. La véritable nouvelle était que notre principal producteur de gaz, Encana, avait conclu une entente avec une société pétrolière chinoise afin qu'elle lui fournisse le capital pour investir dans le gaz de schiste au Canada. L'entente était liée à l'approvisionnement à long terme en gaz naturel qui pourrait potentiellement être exporté en Asie.
    Je pense que la réponse à votre question est oui, mais ce sont deux exemples qui la confirment, en quelque sorte.
    Bien.
    La deuxième question a un peu rapport à cela. Relativement à l'exploitation du gaz de schiste, vous avez affirmé que le système de plafonnement et échange n'est pas la voie à suivre, et qu'il faut avoir recours à la taxe sur le carbone.
    En quoi cela influencerait-il les décisions en matière d'investissement? Pourriez-vous nous en parler un peu?
    Relativement au gaz de schiste — et en fonction de leurs effets sur les investissements, la recherche et le reste —, quelle serait la différence entre un système de plafonnement et échange comparativement une taxe sur le carbone?
    Ce que je reproche aux systèmes de plafonnement et échange, c'est qu'ils sont déterminés par la certification de crédits de carbone et qu'ils dépendent du fait que le nombre de certificats est limité. L'exemple de l'Europe a démontré que des facteurs politiques entraîneront la modification du nombre de certificats. Cela signifie qu'il faut s'attendre à ce qu'on n'imprime pas d'autres certificats sous la pression politique.
    En Amérique du Nord, il y a des discussions au sujet de l'industrie des centrales thermiques alimentées au charbon, ce qui représente 50 p. 100 de l'électricité produite aux États-Unis. On dit que nous devons donner des certificats à l'industrie pour que le système fonctionne. À mon avis, cela est contraire à l'idée même du programme. Comme je l'ai dit, la taxe sur le carbone est une façon de faire beaucoup plus neutre et moins dénaturée parce qu'elle permet aux consommateurs de prendre des décisions au sujet des émissions en fonction du prix, et non en permettant aux gens de prendre des décisions fondées sur le titulaire du certificat.

  (1150)  

    Exactement.
    Donc, pour ce qui est des investissements, je pense que la taxe sur le carbone créerait un milieu plus stable où investir que le ferait un système de plafonnement et échange où le nombre de certificats délivrés est régi et limité par le gouvernement.
    Participez-vous aux audiences qui ont lieu actuellement au Québec?
    Oui, par l'intermédiaire de l'Association pétrolière et gazière du Québec. Notre société a aussi présenté un mémoire distinct. Mais des membres de l'association elle-même font des présentations au BAPE en ce moment.
    Je vois.
    Relativement à la fracturation hydraulique — et des questions ont été soulevées par M. Cullen et d'autres —, la recherche satisfait-elle l'industrie et pouvez-vous nous assurer, au moyen d'une évaluation environnementale, que le risque peut être limité? Vous avez dit que les problèmes se situent au niveau des déversements en surface, des étangs, des fuites de réservoirs, etc. Mais vous avez plutôt évité de parler du processus de fracturation en soi.
    Les opposants au gaz naturel — les organismes comme ProPublica et les groupes de ce genre en particulier — sont tous financés par des comités d'action politique et des fondations associées au Nouveau Parti démocratique, qui a aussi des liens étroits avec l'industrie du charbon.
    Le coup d'éclat en relations publiques que nos opposants ont réussi, c'était de lier les problèmes associés au forage conventionnel — qui existe depuis 100 ans et nous en améliorons constamment les techniques — à la fracturation hydraulique. Après avoir créé ce lien dans l'esprit des gens, ils ont pu pointer du doigt les problèmes du forage traditionnel et dire: « Oh, voyez-vous? La fracturation hydraulique est dangereuse. » Mais nous commençons à reprendre du terrain sur cette question. Il y a un nombre croissant d'études et de rapports indépendants qui démontrent que l'idée selon laquelle quelques camions qui pompent de l'eau en surface parviendraient à traverser un ou deux kilomètres de roche solide est — si on y réfléchit vraiment — à première vue tout simplement ridicule, mais pour le public, toutefois, il s'agit d'une préoccupation.
    Dans les limites d'une profondeur sécuritaire, la possibilité que nous fracturions la surface ou dans des formations aquifères est négligeable, voire inexistante, ce qui est confirmé par le MIT et le Ground Water Protection Council. Worldwatch a fait une étude, tout comme Frac Attack. Plus récemment, le ministère de l'Environnement et de l'Énergie de l'État de New York a publié un rapport détaillé qui sera une étude de 1 220 ou 1 300 pages, je crois, et on conclut que le risque est négligeable. Enfin, l'étude de 2004 de l'EPA, une étude sur la fracturation pour l'extraction du méthane de houille, qui est beaucoup plus près de la surface, a aussi conclu que le risque était minime.
    Je pense qu'il s'agit d'une question pour laquelle nous sommes sur des bases très solides, mais il a été souligné que le forage traditionnel peut, à l'occasion, déstabiliser les formations aquifères et que les erreurs humaines au cours des procédures en surface risquent parfois de causer la contamination des eaux souterraines, et c'est le problème que nous devons régler.
    Merci, monsieur Tonks.
    Allez-y, monsieur Anderson, vous avez cinq minutes.
    Merci beaucoup, monsieur le président, et merci beaucoup, monsieur Binnion, de votre présence ici aujourd'hui.
    Il y a des décennies un de nos premiers ministres a dit que nous allions laisser le pétrole dans le sol pour les résidents de la Saskatchewan. Je pense qu'il s'agissait peut-être de la pire décision à avoir jamais été prise dans notre province, parce qu'une fois que les choses ont été faites, nous nous sommes retrouvés des décennies en retard sur notre province voisine qui, elle, avait décidé d'entreprendre ce développement.
    Je suis un peu préoccupé, parce que je pense entendre certains des mêmes arguments ou une partie de cette même discussion aujourd'hui. Cela nous a pratiquement détruits — eh bien, cela nous a détruits — en termes de croissance de la population. Nous étions la province la plus peuplée dans l'Ouest à cette époque et lorsque tout a été terminé, notre population était le tiers de celle de l'Alberta. Notre développement économique était en retard de nombreuses années. Nous avons passé des décennies à recevoir des paiements de péréquation du gouvernement fédéral avant que nous soyons finalement en mesure de nous éloigner de tout cela.
    Nous avons vu du bon développement récemment, particulièrement dans ma région du sud-est de la Saskatchewan. Cela a fait une énorme différence pour l'économie locale. Ce matin, vous parliez de certains des effets de ce développement. Nos jeunes peuvent maintenant rester dans les collectivités. Je pense que c'est une préoccupation pour tous ceux d'entre nous qui comptent des régions rurales dans leur circonscription.
    Vous avez parlé des emplois dans la construction. Nous avons beaucoup de gens qui travaillent avec des rétrocaveuses et des pelles mécaniques et des engins du genre, et cela a également fait en sorte qu'il est plus facile pour ceux qui vivent dans ces endroits d'avoir des services. J'ai parlé des emplois pour nos jeunes, et cela a certainement stimulé l'économie, tant au niveau local qu'en termes d'exportation.
    Nous parlions un peu plus tôt des répercussions au Québec en particulier, et je vois dans le document qui a été préparé à notre intention par les analystes que les formations de shale les plus importantes du Canada comprennent le bassin de Horn River, dans le nord-est de la Colombie-Britannique, et le champ de gaz naturel des shales d'Utica au Québec, ce dont nous discutons.
    Pouvez-vous me parler un peu de la contribution que le gaz de shale du champ d'Utica peut avoir pour l'économie du Québec?

  (1155)  

    Je dois dire que ce que vous avez dit au sujet de l'expérience de la Saskatchewan est tellement évident pour des gens comme nous qui vivent dans l'Ouest du Canada.
    Je pense avoir dit, à mon arrivée, que je venais d'une partie du pays où l'on enseignait les questions liées au pétrole et au gaz à l'école élémentaire et que j'ai fini par me retrouver dans un endroit où les gens ne savent absolument rien du pétrole et du gaz. De plus, ces gens n'ont pas grandi avec le genre de répercussions dont vous parlez dans un endroit où c'est tout simplement devenu une seconde nature. Il est très difficile de convaincre les gens que ce que nous savons, nous avons le nez collé dessus dans l'Ouest du Canada.
    Les avantages dont vous avez parlé, c'est exactement cela. Ce serait extraordinairement positif pour les gens de la rive sud qui, je pense, ont un esprit d'entrepreneuriat raisonnable. Je suis sûr qu'ils vont sauter sur ces occasions une fois qu'ils les comprendront et une fois qu'elles seront devenues tangibles.
    Je ne sais pas quoi d'autre ajouter. Une partie de notre effort de communication à l'heure actuelle sur la rive sud est d'essayer de montrer aux gens ce que c'est et pourquoi ils peuvent l'avoir.
    Je pense, en fait, que si ceux d'entre nous qui ont eu l'expérience de cette question pouvaient la communiquer, cela aidera probablement aussi. Mais cela a transformé mon coin de pays, qui était une région strictement agricole, où les petites villes étaient en train de mourir. Nous avons maintenant des jeunes qui restent chez nous. Nous avons une industrie des services — vous en avez parlé ce matin. Nous avons de bons emplois. Nous avons des emplois bien rémunérés, typiquement dans le secteur pétrolier et gazier, même les emplois qui ne sont pas considérés comme des occupations spécialisées. J'encourage les gens à examiner ces éléments lorsqu'ils réfléchissent pour savoir s'ils vont encourager ou non ce genre de développement.
    Nous avons en Alberta une diaspora de Québécois qui sont allés là-bas chercher du travail, et je connais un certain nombre de personnes qui viennent de Drummondville, ou d'ailleurs dans les régions du Québec, et qui disent que si jamais elles avaient l'occasion de retourner chez elles et de travailler dans un domaine où elles ont de l'expérience, de l'expertise, ce serait...
    En fait, il y avait quelques-unes de ces personnes à notre dernière conférence — avec des kiosques à la conférence sur le pétrole et le gaz à Montréal — qui tentaient de vendre aux gens l'idée que s'ils voulaient démarrer une entreprise de boue, ou un autre genre d'entreprise, et s'ils voulaient la démarrer à Drummondville, ou à Trois-Rivières, ou dans un autre endroit comme ceux-là...
    Je suppose qu'il y a également des idées fausses au sujet des répercussions. Vous avez parlé des répercussions en surface et de leur importance, mais typiquement, aujourd'hui, il n'y a qu'une très petite installation qui reste sur la propriété. Chez nous, presque tout se fait par pipelines. C'est surtout du pétrole, mais cela se fait par pipelines et ce genre de choses, alors, il n'y a pas grand-chose de visible à la surface du sol, très peu de perturbation, et les gens sont très heureux d'avoir ce développement.
    Nous avons eu un tournoi de golf à Fairlight en Saskatchewan. Nous avons un champ de pétrole là-bas, dans la région d'Antler, et nous avons un tournoi de golf pour tous les propriétaires fonciers locaux. Ils nous demandaient tous quand nous allions forer d'autres puits, quand nous reviendrions.
    Ils viennent juste de commencer à exploiter le pétrole dans ma région et je sais que les gens espèrent avoir des puits sur leur propriété. Ils sont maintenant à trois milles de chez moi, alors, j'aimerais beaucoup en avoir quelques-uns.
    Je voulais simplement enchaîner un peu. Vous avez parlé des besoins en infrastructure et vous avez dit que le gouvernement fédéral pourrait avoir une certaine responsabilité à cet égard. Quel genre de développement en infrastructure est nécessaire pour le gaz de shale? Cela varie probablement selon les différentes régions du pays.
    Je faisais davantage allusion à certaines infrastructures axées sur le consommateur. Par exemple, si nous allons avoir du camionnage à longue distance au gaz naturel, ce qui a eu beaucoup de succès dans d'autres endroits — il est certain que cela a été plus répandu dans d'autres pays qu'ici —, nous avons besoin d'une infrastructure: comment ce camion fera-t-il le plein de gaz naturel entre Québec et Windsor, par exemple, ou même à des distances plus longues? Cette infrastructure publique pour amener le gaz jusqu'au consommateur nécessite un effort d'infrastructure publique majeur, mais cela permettrait aux camions diesels de devenir des camions au gaz naturel. C'est un exemple. Il s'agira également, par définition, d'un pipeline interprovincial, ce qui signifie qu'il sera, par définition, réglementé par le gouvernement fédéral.
    Nous allons maintenant donner la parole à M. Pomerleau pour cinq minutes.

[Français]

    Merci beaucoup, monsieur le président.
    Monsieur Binnion, je vous remercie également. Je suis natif de Drummondville et je sais que vous, ou quelqu'un de votre entreprise, avez rencontré un certain nombre de maires. Je vous remercie de l'avoir fait. Comme tous les gens au Québec, les gens de Drummondville sont assez suspicieux face à cette situation.
    Je reprendrai l'argument de M. Anderson. Le Québec n'est pas la Saskatchewan. Le Québec va décider ce qu'il veut faire. Nous avons de multiples sources d'énergie et c'est à nous de décider si on veut utiliser l'électricité plutôt que le gaz naturel, le gaz ordinaire ou l'énergie éolienne. Cela va se faire au Québec. C'est à nous de décider si, dans 40 ans, nos automobiles vont fonctionner au gaz naturel ou à l'électricité. On possède tous les types d'énergie qui permettent de faire cela. Au Québec, les problèmes sont donc très différents.
    Vous connaissez la situation au Québec, vu que vous participez aux audiences du BAPE. Avant de poser une ou deux questions brèves et plutôt techniques, j'aimerais simplement rappeler — parce que ce sera lu par d'autres personnes éventuellement — ce qui attire les entreprises au Québec. Il y a d'importantes réserves, qui sont démontrées par l'exemple d'Utica, les marchés à venir, au Québec ou en Ontario. Il n'y a pas de gaz de schiste en Ontario. Il y a aussi les marchés en émergence, dont la Chine et l'Inde, qui seront très énergivores dans 15 ou 20 ans. On a une facilité étonnante de raccorder ce qu'on va découvrir au pipeline de gaz Métro, qui couvre exactement le territoire où se trouve Utica. Il y a aussi beaucoup d'eau pour les besoins des forages. On a du gaz très propre. C'est ce qu'on nous dit. Par conséquent, les coûts de raffinage sont probablement beaucoup moindres.
     Le sous-sol n'appartient pas aux gens. C'est assez étonnant. J'ai appris cela récemment. Le sous-sol de mon terrain n'est pas à moi. Si le sous-sol n'appartient pas aux gens, cela avantage les entreprises qui n'ont qu'un seul client à satisfaire, le gouvernement du Québec. L'industrie a d'excellents liens ou contacts avec le gouvernement. Présentement, plusieurs personnes du gouvernement le quittent pour travailler dans l'industrie. C'est assez extraordinaire.
    C'est ce qui attire les entreprises au Québec. C'est de bon aloi. D'un autre côté, ce sont des choses très objectives. Toutefois, il y a quelque chose de subjectif qui nuit considérablement à ce qui s'en vient. C'est l'idée que la population se fait de tout cela. On sait qu'actuellement le gouvernement du Québec est en perte de vitesse sur le plan de la crédibilité. Tous les jours, quelque chose de nouveau mine sa crédibilité. Des gens se demandent si ce gouvernent est encore bien solide. Je leur dis toujours que c'est aussi solide que le mur de Berlin, cinq minutes avant qu'il ne tombe. On en est rendu là.
    Dès que le gouvernement prend la défense de l'industrie, il finit par lui nuire à cause de son manque de crédibilité. On fait face à cela actuellement. Je pense que les Québécois vont choisir d'attendre un an ou deux, afin d'obtenir d'abord les résultats des études qui vont se faire aux États-Unis qui seront complètement neutres par rapport à ce qui se passe ici. Si les Québécois décident qu'ils s'embarquent, ils vont le faire à fond de train.
    Dans ce cadre, j'aimerais que l'on apporte plus d'éclairage sur une situation très mêlée, à cause du gouvernement. Est-il vrai qu'aux États-Unis, le sous-sol appartient aux gens à qui le terrain appartient, contrairement à ici? Est-il vrai qu'un prospecteur aux États-Unis peut offrir jusqu'à 28 000 $ l'hectare pour creuser un puits? Si le puits donne des résultats, est-il vrai que les gens peuvent retirer de 12 p. 100 à 20 p. 100 de redevances de ce qui sort du puits?

  (1200)  

[Traduction]

     Simplement pour répondre à votre dernière question, la propriété du sous-sol, comme vous dites, est distincte de la propriété de la surface du sol et cela est vrai partout: aux États-Unis, au Canada et au Québec également. Dans certains endroits, la même personne peut en être propriétaire et, dans certains cas, différentes personnes en sont les propriétaires. La majeure partie de l'Alberta est la propriété de la province de l'Alberta au nom des citoyens de l'Alberta. Au Québec, 100 p. 100 du sous-sol est la propriété de la province de Québec au nom des Québécois. Aux États-Unis, une plus grande proportion des terres est la propriété de particuliers, qui sont également propriétaires du sous-sol. Mais dans de nombreux cas, quelqu'un peut vendre. Cela a été vrai en Saskatchewan. Cela est vrai aux États-Unis: j'ai vendu le sous-sol, mais j'ai gardé la surface. Alors, vous pouvez tout de même avoir des propriétaires différents. Une grande partie de la superficie des États-Unis est constituée de terres fédérales, qui sont la propriété du gouvernement fédéral. Alors, ce n'est pas une situation où c'est tout l'un ou tout l'autre. Au Québec, c'est tout l'un: 100 p. 100 du sous-sol est la propriété de la province de Québec au nom des citoyens du Québec.
    J'aimerais dire qu'en Alberta et, en fait, dans toutes les administrations où j'ai travaillé, où le sous-sol est la propriété du gouvernement, nous devons tout de même avoir une bonne relation de travail avec les gens qui sont propriétaires de la surface du sol, parce qu'évidemment, nous ne pouvons pas avoir accès à ce qui se trouve dans le sous-sol sans passer par la surface. Alors, nous devons avoir une relation à la fois avec les gens qui sont propriétaires de la surface et avec les gens qui sont propriétaires du sous-sol. Au Québec, cela signifie à la fois le ministère des Ressources naturelles et les personnes qui sont propriétaires de la surface du sol. C'est pourquoi, lorsque je parle d'une industrie qui travaille bien avec les agriculteurs, nous sommes obligés de bien travailler avec les agriculteurs au risque de perdre notre acceptabilité sociale.
     Je suis heureux que vous ayez entendu dire que nous nous sommes rendus dans la MRC de Drummondville, parce que nous avons fait des efforts pour nous rendre dans toutes les MRC de la rive sud qui sont intéressées à nous rencontrer. Du point de vue politique au Québec, à l'heure actuelle, les gens dont l'appui est le plus important pour nous, ce sont les gens des régions. C'est vraiment là que nous avons concentré nos efforts. Je suis d'accord pour dire que le propriétaire de la ressource au Québec est important, mais c'est vrai également des propriétaires de la surface du sol de la rive sud. Ils sont également très importants pour notre succès.

  (1205)  

    Merci, monsieur Pomerleau.
    Enfin, c'est au tour de M. Harris, pour cinq minutes.
    Merci, monsieur le président.
    Monsieur Binnion, je veux vous remercier d'être venu ici aujourd'hui.
    Je dois reconnaître que j'en savais très peu sur l'industrie du gaz de shale, et ce fut une véritable expérience pour moi. Je vous suis reconnaissant des réponses directes et complètes que vous avez données aux questions de tous les partis. Ce que je crois comprendre, c'est que nous avons ici une assez bonne nouvelle du point de vue de la sécurité énergétique, de la réduction des gaz à effet de serre et également des avantages économiques.
    Je suppose que je ne suis pas étonné de voir avec quelle rapidité nos collègues du NPD et du Bloc tentent de s'esquiver devant cette bonne nouvelle. Vraiment, c'est une honte parce que cela aura un impact extraordinaire sur notre approvisionnement énergétique pendant des décennies. Alors, je vous remercie de la façon dont vous avez répondu à ces questions et, en particulier, à leurs préoccupations.
    J'ai une ou deux questions. Pendant de nombreuses décennies, nous avons tiré du gaz naturel de sources conventionnelles. Lorsque nous passons des sources conventionnelle au gaz de shale, allons-nous voir une diminution spectaculaire du recours aux sources conventionnelles de gaz naturel? Est-ce que l'un remplacera l'autre ou y a-t-il une demande suffisante pour que les deux coexistent? Évidemment, l'un des deux  — le gaz de shale — sera vraisemblablement un produit plus important que le gaz naturel conventionnel.
    Je pense que cette question touche en plein dans le mille, et c'est vraiment un point très important à comprendre au Québec également. D'où vient le gaz naturel? À l'heure actuelle, plus de 50 p. 100 du nouveau gaz provient du gaz de shale, et on s'attend à ce que cette situation se maintienne. Il s'agit de 10 milliards de pieds cubes par jour à l'heure actuelle. Je ne me souviens pas du chiffre exact, mais d'ici 2015, ce sera quelque chose comme 25 milliards de pieds cubes par jour.
    Le véritable choix des Québécois, c'est: voulez-vous consommer du gaz de shale au Québec? Au Québec, la décision a déjà été prise. On en utilise déjà 200 milliards de pieds cubes par année. Je suis d'accord avec vous, ce sont les Québécois qui vont choisir, mais ils ont déjà fait leur choix; ils l'utilisent déjà. C'est pourquoi on voulait construire le terminal de Rabaska, pour approvisionner le Québec en gaz.
    Maintenant, le choix pour le Québec, c'est: voulez-vous du gaz de shale en provenance de l'Ouest du Canada ou voulez-vous du gaz de shale en provenance du Québec, parce qu'il n'y a pas d'autres sources conventionnelles de gaz pour approvisionner le marché?
    Merci.
    Vous avez parlé de prix et je n'ai pas bien entendu: était-ce 3 $ le...?
    Le gaz est vendu en milliers de pieds cubes. Alors, à l'heure actuelle, 1 000 pieds cubes de gaz se vendent un peu moins de 4 $ en Amérique du Nord, alors qu'en Angleterre, ils se vendent un peu plus de 7 $. Si j'utilise mes mathématiques de serviette de restaurant, on peut déduire que cette différence de 3 $ est une économie directe que font les Nord-Américains du fait que le gaz de shale se trouve en Amérique du Nord.

  (1210)  

    Est-ce que cela sera directement évident comme un avantage pour les consommateurs?
    Pour en venir à votre point très important, je pense qu'il est vraiment important que nous reconnaissions que nous sommes dans de nouvelles régions qui n'ont pas vu notre industrie à l'oeuvre, qui ne comprennent pas les répercussions de cette industrie et qui doivent maintenant faire des choix qu'ils n'ont jamais eu à faire auparavant concernant l'économie locale et l'approvisionnement énergétique local. Je pense que nous devons avoir beaucoup de respect pour cela.
    Mais lorsque nous avons commencé à chercher du gaz naturel au Québec, on m'a rappelé que Jim Buckee, qui a fait l'acquisition de Bow Valley Energy, avait dit que cette entreprise était à ce point mal gérée qu'elle faisait de l'exploration gazière au Québec. Les gens riaient littéralement de notre entreprise parce qu'elle croyait pouvoir trouver une source de gaz économiquement viable au Québec. Maintenant que nous avons trouvé, nous pensions que cela pourrait réjouir certaines personnes.
    Mais je comprends que nous devons faire preuve de respect; maintenant que nous avons découvert du gaz, les gens veulent savoir ce que cela signifie, et assurons-nous de comprendre ce que cela signifie avant d'aller de l'avant. Nous respectons cela, mais comme vous, je suis un peu étonné qu'il n'y ait pas eu...
    Au BAPE, j'ai été étonné de voir qu'il y avait beaucoup plus de mémoires positifs à notre égard que ce à quoi je m'attendais. Alors, il y a des gens au Québec qui perçoivent les avantages.
    Eh bien, je peux l'imaginer, monsieur Binnion, et je vous en remercie. Vous serez un grand porte-parole de l'industrie et j'aime la façon dont vous communiquez votre message.
    Merci et je vous souhaite bonne chance.
    Merci.
    Merci, monsieur Harris.
    Encore une fois, merci beaucoup, monsieur Binnion, d'être venu aujourd'hui et de nous avoir donné un excellent départ pour la partie de notre étude qui porte sur le gaz de shale. Nous vous en sommes très reconnaissants. Nous allons faire circuler l'information que vous nous avez communiquée une fois qu'elle aura été traduite; et nous espérons vous revoir.
    Nous allons maintenant suspendre nos travaux pour quelques minutes et poursuivre à huis clos pour discuter des travaux futurs du comité.
    [La séance se poursuit à huis clos.]
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