RNNR Réunion de comité

    Bonjour à tous. Nous poursuivons aujourd'hui l'étude de l'état actuel et futur des oléoducs et des gazoducs et la capacité de raffinage au Canada.

    Nous accueillons aujourd'hui trois groupes de témoins. Le premier nous vient de Suncor Energy Inc., représentée par John Quinn, directeur général, Intégration et planification, raffinage et marketing.

    Bienvenue.

    Nous écouterons également le témoignage de Michael J. Ervin, vice-président, directeur des services de consultation, MJ Ervin and Associates, The Kent Group.

    Bienvenue.

    Nous entendrons enfin Joseph Gargiso, vice-président administratif, et Keith Newman, directeur de la recherche, Syndicat canadien des communications, de l'énergie et du papier.

    Bienvenue, messieurs.

    Les témoins feront leurs exposés selon l'ordre établi dans l'ordre du jour, après quoi nous passerons directement aux questions et aux observations des membres.

    Nous commencerons par John Quinn, directeur général, Intégration et planification, raffinage et marketing, Suncor Energy Incorporated.

    Vous avez la parole, monsieur.

    Monsieur le président, membres du comité, bonjour.

     Au nom de Suncor Énergie, je vous remercie de me donner l'occasion d'assister à la réunion de ce matin, et je me réjouis de pouvoir discuter avec vous de notre vision de nos activités de raffinage et de certains des défis et des possibilités qui se présentent à nous.

    Mes remarques d'ouverture visent trois objectifs: premièrement, vous dresser un aperçu des activités de raffinage de Suncor au Canada et de leur incidence sur l'emploi et l'économie; deuxièmement, décrire sommairement ce que nous faisons pour assurer la compétitivité et la viabilité continue de nos raffineries; et troisièmement, peut-être le plus important, vous faire part de notre vision en ce qui concerne l'avenir du secteur du raffinage, ici, au Canada.

    Suncor Énergie est la première société énergétique intégrée du Canada et la cinquième société énergétique d'Amérique du Nord. Nous sommes, bien entendu, surtout connus pour notre position de chef de file dans la production et la mise en valeur de sables pétrolifères, mais nous avons aussi d'importantes activités de raffinage et de commercialisation, de production de gaz naturel en Amérique du Nord et de production de pétrole et de gaz à la fois au large de la côté Est du Canada et à l'étranger.

    Mais si je suis ici aujourd'hui, c'est principalement pour représenter notre secteur canadien du raffinage. Nous possédons quatre raffineries, dont trois sont situées ici au Canada: une à Edmonton, en Alberta, une à Sarnia, en Ontario, et une à Montréal, au Québec. La quatrième raffinerie est situées à Commerce City, tout près de Denver, au Colorado.

    La capacité de traitement de pétrole brut combinée de nos trois raffineries canadiennes est d'environ 350 000 barils par jour. Nos raffineries sont intimement intégrées avec nos autres activités de raffinage et de commercialisation, qui incluent notre réseau de vente au détail comprenant 1 500 établissements Petro-Canada, entièrement exploités par des particuliers en affaires, notre réseau de vente de gros comprenant plus de 200 centres Petro-Pass et plus de 26 000 clients grossistes, et notre usine de lubrifiants de calibre mondial située à Mississauga, en Ontario, qui fabrique plus de 350 produits hautement spécialisés que nous vendons dans plus de 70 pays partout dans le monde.

    Nous exploitons de nombreuses installations de distribution et de terminal à la grandeur du pays, et la plus grande usine d'éthanol du Canada, située juste à l'extérieur de Sarnia, en Ontario.

    Ces activités combinées sont gérées à partir du réseau principal de la division situé à Mississauga, en Ontario. Au total, nos activités de raffinage et de commercialisation emploient 3 300 personnes à temps plein et créent des milliers d'emplois directement au sein de nos réseaux d'associés détaillants et grossistes et indirectement chez des entrepreneurs et des fournisseurs de toutes les régions du pays.

    J'aimerais aussi mentionner que nos usines de valorisation à Fort McMurray, bien qu'il ne s'agisse pas à proprement parler de raffineries et qu'elles ne soient pas gérées par notre division du raffinage et de la commercialisation, produisent un certain volume de carburant diesel de grande qualité. La principale fonction de ces installations est de valoriser du bitume en pétrole brut synthétique de plus grande qualité, mais au cours de ce processus, une certaine quantité de carburant diesel est produite. Nous exploitons actuellement deux usines de valorisation à Fort McMurray et à elles deux, ces usines produisent environ 25 p. 100 de notre approvisionnement en carburant diesel dans l'ouest du Canada.

    Avec ce survol rapide de nos activités de raffinage et de commercialisation, permettez-moi maintenant de me concentrer spécifiquement sur nos raffineries canadiennes.

    Comme vous le savez, je crois, celles-ci contribuent de façon importante à l'économie. Selon un rapport publié récemment par le Conference Board du Canada, qui s'est penché sur les retombées du secteur canadien du raffinage du pétrole, la contribution estimative de ce secteur au PIB réal du Canada s'élevait à 2,5 milliards de dollars en 2009. D'après notre capacité de raffinage, Suncor représente un peu moins de 20 p. 100 du secteur, et je présume que nous contribuons au moins notre part de cet impact économique.

    Je crois qu'il est également important de souligner que cette industrie emploie des travailleurs hautement qualifiés et que, par conséquent, nous versons des salaires nettement supérieurs à la moyenne. Le même rapport du Conference Board mentionne que les travailleurs des raffineries gagnent maintenant 50 p. 100 de plus que les travailleurs du secteur canadien de la fabrication dans son ensemble, et que cet écart salarial continue d'augmenter au fil des ans.

    Nous attachons une grande valeur à chacune de nos raffineries et nous continuerons de les exploiter tant que nous pourrons le faire de façon compétitive et rentable.

     Nous reconnaissons aussi l'importance de bâtir des relations durables avec toutes nos parties intéressées. Nos raffineries participent activement à la vie de la collectivité locale par l'intermédiaire de nos comités de liaison avec les collectivités, de notre appui à des organismes comme Centraide et de notre soutien considérable dans le cadre de programmes d'éducation, de formation et de bourses d'études.

    En outre, nous sommes une industrie hautement réglementée. Nous collaborons étroitement avec les responsables des orientations politiques et les organismes de réglementation à tous les paliers de gouvernement pour tenter de faire en sorte que les règlements qui touchent notre industrie soient clairs, harmonisés et fondés sur la science, et qu'ils répondent en même temps aux besoins des Canadiens. Nous évoluons toutefois dans un secteur où la concurrence est mondiale et nous devons continuer de travailler ensemble à nous assurer que les règles du jeu sont aussi équitables que possible.

    Donc, que faisons-nous pour aider à garantir la compétitivité et la rentabilité à long terme de nos raffineries? Nous travaillons particulièrement fort dans les domaines de l'industrie du raffinage que nous contrôlons directement, notamment la sécurité, l'efficience et la fiabilité. Nous avons fait des progrès considérables dans chacun de ces domaines au cours des dernières années et nous comptons poursuivre ces efforts.

    Nous avons aussi fait d'importants investissements dans toutes nos raffineries, des investissements qui nous permettent d'améliorer notre performance sur le plan de la sécurité, de la fiabilité et de la protection de l'environnement, de rehausser la qualité de nos carburants et combustibles, et d'adapter nos raffineries à la composition changeante de la gamme de pétroles bruts canadiens.

    J'aimerais souligner en particulier les investissements de plusieurs milliards de dollars que nous avons faits ces dernières années à Edmonton et à Sarnia pour adapter ces installations afin qu'elles puissent traiter exclusivement du pétrole brut provenant de l'Ouest du Canada et dans le cas d'Edmonton, du pétrole brut dérivé à 100 p. 100 de sables pétrolifères. Ces investissements ont positionné les deux raffineries de telle manière qu'elles puissent abandonner les bruts légers classiques de l'Ouest du pays, qui sont de moins en moins disponibles, et tirer davantage parti de l'offre croissante de bruts à base de sables pétrolifères.

    À l'heure actuelle, Montréal est notre seule raffinerie canadienne à ne pas être reliée au pétrole brut de l'Ouest. Environ 25 p. 100 de son approvisionnement en brut actuel provient de la production de pétrole au large de la côte Est du Canada, mais le reste provient de l'étranger. Elle a actuellement la capacité de traiter certains bruts de l'Ouest, mais aucun pipeline ne permet de le faire de façon rentable. C'est pourquoi nous appuyons le projet visant à inverser le sens d'écoulement du pipeline 9 d'Enbridge. L'inversion de ce pipeline, actuellement conçu pour acheminer des produits de Montréal vers Sarnia, permettrait à la raffinerie de Montréal de s'approvisionner en bruts de l'Ouest. Cela pourrait favoriser des investissements à Montréal pour permettre à la raffinerie de s'adapter de façon plus complète à ces bruts. Selon nous, cette mesure aidera à assurer la flexibilité, la performance et la viabilité à long terme de cette raffinerie.

    En ce qui concerne la manière dont nous envisageons l'avenir de nos raffineries au Canada, comme je l'ai indiqué, nous sommes déterminés à continuer de les exploiter tant qu'elles seront concurrentielles et rentables, mais en réalité, le Canada est un exportateur net de produits pétroliers raffinés. Selon ce qu'indiquent des rapports récents que j'ai lus, les États-Unis en sont également devenus un en 2011, pour la première fois en soixante ans.

    D'après les perspectives énergétiques mondiales établies par l'AIE, bien que l'on puisse s'attendre à une croissance continue de la demande mondiale de pétrole durant de nombreuses années à venir, de même qu'à une croissance modérée de la demande de carburant diesel en Amérique du Nord, la demande totale d'essence et de carburant diesel en Amérique du Nord et dans les autres pays membres de l'OCDE devrait diminuer. Le surplus actuel de capacité de raffinage en Amérique du Nord, combiné à la demande en baisse, n'est pas très propice à l'expansion de la capacité de raffinage nationale.

    Les pays en développement auront assurément besoin d'une capacité de raffinage; il est donc presque certain qu'on y construira des raffineries. Nos raffineries sont toutefois bien positionnées pour être concurrentielles dans leur marché local respectif, et nous continuerons de travailler fort et de faire les investissements nécessaires pour appuyer cet objectif. En ce moment, toutefois, notre vision de l'avenir n'appuie pas d'augmentations importantes de la capacité de nos raffineries au Canada.

    Cela étant dit, Suncor planifie une expansion de 200 000 barils par jour de ses opérations de valorisation de pétrole brut à Fort McMurray d'ici 2017. Cela entraînera un accroissement d'environ 30 000 barils par jour de l'approvisionnement en carburant diesel. Nous sommes en train d'évaluer des options en vue de déterminer comment nous commercialiserons cette offre accrue de carburant diesel.

    En terminant, c'est avec beaucoup d'intérêt que nous continuerons de travailler avec les gouvernements à nous assurer que les conditions nécessaires sont en place pour soutenir une industrie du raffinage durable dans ce pays et à nous assurer que nous sommes capables de rivaliser sur un pied d'égalité avec nos homologues à l'échelle internationale.

    J'aimerais également inviter les membres du comité, les autres députés ou quiconque assiste à la séance d'aujourd'hui à venir visiter nos raffineries. Je serais heureux d'organiser ces visites.

    Je vous remercie, et c'est avec plaisir que je répondrai à vos questions.

    Merci beaucoup, monsieur Quinn, de votre exposé et de votre cordiale invitation, dont nous discuterons peut-être. Nous verrons.

    Nous entendrons maintenant Michael J. Ervin, vice-président, directeur des services de consultation, MJ Ervin and Associates, The Kent Group.

    À vous la parole, monsieur.

     Bonjour, monsieur le président et honorables membres du comité. Je vous remercie de m'avoir invité à comparaître devant vous pour traiter de l'état actuel et futur des oléoducs et des gazoducs et de la capacité de raffinage au Canada.

    Mon entreprise, MJ Ervin and Associates, une division du Kent Group, est un cabinet qui conseille des membres de l'industrie pétrolière. Nous nous spécialisons dans les activités en aval, soit le raffinage et la commercialisation. Nos clients représentent un large éventail d'intérêts, et je crois pouvoir dire que nous avons une réputation d'impartialité au sujet de l'industrie. Aujourd'hui, je parlerai surtout de l'état actuel et futur du secteur du raffinage.

    En Amérique du Nord, ce secteur se caractérise par une baisse marquée du nombre de raffineries. Dans les années 1970 et 1980, on en comptait plus de 360. Il n'y en a plus que 140 aujourd'hui. Au Canada, il ne reste que 15 raffineries capables de fabriquer une gamme diverse de produits de carburant. On en dénombrait autrefois plus de 40. Certains pourraient croire que ce déclin est attribuable à la baisse de la demande, mais ce n'est pas le cas, puisqu'au cours de cette période, la demande nord-américaine de pétrole a augmenté constamment. La fermeture de quelque 200 raffineries depuis 1970 est plutôt la conséquence d'un piètre rendement du capital, lequel était attribuable à une surcapacité et à de faibles marges de craquage.

    La marge de craquage est la différence entre, d'une part, le revenu par baril que le raffineur tire de la vente d'un produit comme l'essence et, d'autre part, le coût du pétrole brut qui a servi à produire ce même baril. C'est le principal indicateur de rendement qu'utilisent les analystes en finances et en investissement de l'industrie afin de déterminer la santé du secteur du raffinage.

    Pourquoi donc tant de raffineries ont dû fermer leurs portes? Parce que les raffineries plus petites et moins efficaces n'avaient pas de marge de craquage suffisante et que leur rendement du capital ne justifiait pas leur maintien en activité. On pourrait croire que, une fois la raffinerie construite, le rendement du capital a moins d'importance sur l'avenir de l'installation, mais en raison des nouvelles exigences sur la qualité du carburant, comme celles concernant la réduction du plomb, du benzène, des oléfines, de la pression de vapeur et du soufre, beaucoup de petites raffineries ne pouvaient pas justifier les investissements de millions de dollars nécessaires pour se conformer aux exigences. Elles n'ont eu d'autre choix que de fermer.

    Il a fallu attendre jusqu'au milieu des années 1990 pour que les marges de craquage deviennent assez intéressantes pour attirer des investissements de capitaux ne servant pas seulement à répondre aux exigences sur la qualité du carburant. En fait, grâce à la hausse continue de la demande de pétrole, les raffineries nord-américaines ont commencé à enregistrer des taux d'utilisation de plus de 90 p. 100. Beaucoup avaient déjà pris de l'expansion pour répondre à la demande et tirer profit des meilleures marges de craquage.

    Ainsi, jusqu'en 2008, le secteur du raffinage a généré, pendant quelques années, des profits qui atteignaient les seuils objectifs fixés pour la hausse des investissements nécessaires à la croissance. Quelques raffineurs nord-américains avaient même annoncé des projets d'usines propres. Évidemment, les choses ont changé par la suite. La récession mondiale a fait chuter la demande de produits raffinés aux États-Unis et ailleurs, de même qu'au Canada, quoique dans une moindre mesure. Dans un secteur qui, il y a quelques années encore, marchait à plein régime, on assiste maintenant à des fermetures de raffineries et à la mise en veilleuse — si ce n'est à l'abandon pur et simple — des projets de nouvelles raffineries.

    Voilà où nous en sommes aujourd'hui. Mais que nous réserve l'avenir?

    Différents facteurs contribueront au déclin à long terme de la demande d'essence en Amérique du Nord. Mentionnons, par exemple, les nouvelles habitudes de consommation, l'évolution des technologies de l'automobile et les interventions gouvernementales, comme l'adoption récente d'exigences sur la teneur en carburant renouvelable dans l'essence et le diesel. L'essence est le produit pétrolier le plus fabriqué en Amérique du Nord; 40 p. 100 du baril sont destinés à sa production. Une baisse de la demande en essence aurait donc un effet considérable sur la production nette des raffineries américaines et canadiennes, et ce, même si la consommation de diesel repart à la hausse, ce qui a toutes les chances d'arriver lorsque l'économie américaine se rétablira complètement.

    À la lumière de ces prévisions, et compte tenu des fermetures en série constatées récemment dans le secteur nord-américain du raffinage, les chances qu'un raffineur augmente massivement sa capacité sont à peu près nulles, du moins, dans un avenir prévisible.

     J'entends dire parfois que la construction de nouvelles raffineries au Canada ferait baisser le prix de l'essence en gros et à la pompe au profit des consommateurs canadiens. Il faut cependant comprendre que les raffineries canadiennes sont indissociables du grand système nord-américain et que la baisse du prix de gros au Canada attirerait rapidement les grossistes américains, ce qui ferait remonter le prix tôt ou tard chez nous.

    La capacité de valorisation du bitume est un autre sujet qui pourrait intéresser le comité. Précisons, par souci de clarté, que les usines de valorisation ne sont pas des raffineries, comme l'a indiqué M. Quinn. Ainsi, même si nous ne prévoyons pas le besoin d'accroître la capacité de raffinage, celle de la valorisation devra prendre de l'expansion, car la capacité de production des sables bitumineux canadiens continue d'augmenter.

    Selon une école de pensée, le Canada a une excellente occasion de devenir un grand exportateur de produits pétroliers raffinés plutôt que de se contenter d'exporter sa production croissante de bitume. Cette mesure permettrait de créer et de maintenir des emplois qualifiés au Canada. L'idée est intéressante, mais elle créerait une situation paradoxale: le Canada augmenterait de façon massive sa capacité de raffinage au moment même où les États-Unis réduisent la leur dans une proportion comparable. Le moins qu'on puisse dire, c'est qu'un tel scénario constituerait une utilisation inefficace des immobilisations.

    Je terminerai en signalant quelques autres facteurs qui pourraient avoir un effet important sur la capacité de raffinage au Canada, et même en Amérique du Nord. D'abord, la capacité de raffinage augmentera assurément dans certaines régions, notamment dans les pays BRIC. Compte tenu de ce facteur et de la surcapacité du secteur en Amérique du Nord et en Europe, les marges de craquage devraient rester mauvaises pendant un certain temps.

    Par ailleurs, la construction du pipeline Keystone XL ou du pipeline Northern Gateway, de même que l'inversion de la canalisation 9, amélioreront l'accès du brut du Mid-Continent aux marchés internationaux, ce qui ramènera son prix à un niveau équivalent à celui du brut transporté par voie d'eau, dont le Brent. Ces projets constituent une bonne nouvelle pour l'industrie canadienne en amont, mais ils réduiront, en aval, les marges de craquage des raffineries qui traitent le brut du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien.

    Enfin, toute nouvelle prescription sur les spécifications des produits exigera inévitablement d'autres investissements dans les installations. Comme ces sommes ne viseront pas à accroître la capacité, les acteurs les plus marginaux du secteur pourraient voir leur viabilité compromise.

    Ces divers facteurs nous permettent le pronostic suivant: il est peu probable que la capacité canadienne de raffinage augmente grandement d'ici une dizaine d'années et peut-être plus. En fait, les facteurs que j'ai décrits pourraient entraîner une contraction de cette capacité. Or, ces facteurs sont hors de la volonté des raffineurs et tous – sauf un – échappent également aux responsables des politiques canadiennes, l'exception étant l'adoption d'exigences sur les spécifications des produits.

    Je vous remercie de m'avoir invité à vous faire part de mon point de vue. Je suivrai avec intérêt la discussion sur ce sujet.

    Monsieur Ervin, je vous remercie de votre exposé.

    Nous allons maintenant écouter Joseph Gargiso, vice-président administratif du Québec, et Keith Newman, les représentants du Syndicat canadien des communications, de l'énergie et du papier, qui nous présenteront le dernier exposé de la matinée.

    Messieurs, vous avez 10 minutes pour nous présenter ce que vous avez préparé.

    Monsieur le président, membres du comité, je vous remercie de nous avoir invités ce matin.

    Je m'appelle Keith Newman. Je suis directeur du service de la recherche du syndicat. Nous avons des notes, mais nous allons faire parvenir la traduction plus tard au comité. Encore une fois, je vous remercie.

    Le Syndicat canadien des communications, de l'énergie et du papier remercie le comité. Nous représentons 120 000 travailleuses et travailleurs au Canada, dont 30 000 sont répartis dans le secteur énergétique de l'exploitation du pétrole en mer et de l'extraction du gaz, chez Suncor, et dans les raffineries, les usines à gaz, les usines de pétrochimie et la distribution de gaz. Nous sommes profondément préoccupés par la sécurité et les impacts environnementaux des méthodes utilisées pour approvisionner la population canadienne en combustibles fossiles, et par le maintien d'une source sûre pour les Canadiens dans un monde incertain — à mon avis, c'est au coeur de ce dont nous vous parlerons aujourd'hui.

    En ce qui a trait au raffinage, deux importantes raffineries ont fermé leurs portes au cours des dernières années en Ontario et au Québec, et nous ont forcés à dépendre de fournisseurs étrangers pour obtenir des produits pétroliers raffinés, notamment l'essence. Une grande partie de la population de l'est du Canada dépend maintenant de la bonne volonté d'étrangers pour obtenir l'essence nécessaire au fonctionnement de leurs véhicules automobiles.

    Au début de 2005, Petro-Canada a fermé la raffinerie d'Oakville, dans la région de Toronto. La production annuelle de produits pétroliers raffinés en Ontario s'est alors effondrée de près de 20 p. 100, forçant ainsi l'Ontario à dépendre d'autres régions. Avant cette fermeture, la production de produits pétroliers raffinés en Ontario était équilibrée: la consommation était égale à la production. Après la fermeture, cet équilibre a disparu, et la région de l'Ontario a dû compter sur les surplus de production du Québec et de pays étrangers pour combler ses écarts annuels d'environ 5 millions de mètres cubes de produits pétroliers raffinés.

    Cet événement a également entraîné la perte de 350 emplois hautement spécialisés et bien rémunérés. Toutefois, ce n'est que l'une des conséquences. Des milliers d'emplois additionnels ont été perdus chez les entrepreneurs et les fournisseurs, et d'autres personnes de la collectivité ont été perdantes dans cette affaire puisqu'elles ne profitent plus des dépenses de ces travailleurs.

    Bien que l'écart dans la production de l'Ontario ait été comblé par l'excédent de capacité au Québec, qui équivalait à peu de choses près aux besoins de la province voisine, la situation de l'Ontario était toujours précaire. En 2007, l'incendie survenu à la raffinerie d'Imperial Oil à Nanticoke, près de Hamilton, a entraîné une pénurie d'essence pendant plusieurs semaines dans le sud de l'Ontario. On savait très bien que l'offre limitée dans la province était la principale cause de la pénurie. Non seulement Imperial Oil a-t-elle fermé 100 stations d'essence, soit le quart de tous ses points de services, mais en plus, Petro-Canada a fermé 30 stations en plus d'en soumettre 80 autres à un rationnement. Shell a également dû fermer 5 stations d'essence. Le prix de l'essence a bondi de 10 à 15 cents le litre jusqu'à ce que la pénurie se soit résorbée.

    Depuis octobre 2010, soit environ un an, la situation s'est aggravée. Le 1^er octobre 2010, Shell Canada fermait sa raffinerie à Montréal, forçant la région du Québec et de l'Ontario à dépendre de fournisseurs étrangers. Avant cette fermeture, le Québec produisait environ cinq millions de mètres cubes de produits pétroliers raffinés de plus que sa consommation, et était en mesure de combler l'écart de l'Ontario. Depuis cette fermeture, le Québec est à peine autosuffisant. Encore une fois, lorsque la raffinerie de Shell a fermé ses portes, des centaines de travailleuses et de travailleurs ont perdu des emplois hautement spécialisés et bien rémunérés, et plusieurs emplois additionnels directs et indirects ont également disparu.

    Selon une étude de l'Institut de la statistique du Québec, un organisme du gouvernement du Québec, le SCEP estime qu'au moins 2 000 emplois ont été perdus. Une étude récente du Conference Board du Canada parue en octobre dernier s'intéressait aux effets, sur l'économie canadienne, d'une perte de 10 p. 100 de la capacité canadienne de raffinage. Le Conference Board estimait que si 10 p. 100 de la capacité de raffinage était perdue sur une période de 5 ans, les conséquences se chiffreraient ainsi: une perte de 38 300 années-personnes de travail, une baisse de 4 milliards de dollars du PIB cumulatif et une perte de 508 millions de dollars en impôts provinciaux et fédéraux.

    Dans le cadre de l'étude, le Conference Board indique que les résultats peuvent être utilisés de façon linéaire. Ce faisant, nous estimons que les fermetures des raffineries d'Oakville et de Montréal auront entraîné, sur une période de 5 ans, la perte de près de 25 000 années-personnes de travail — je devrais préciser qu'il s'agit encore ici d'emplois directs, indirects et induits —, de 2,6 milliards de dollars du PIB et de 330 millions de dollars en impôts sur le revenu, tant au fédéral qu'au provincial. Désormais, l'Ontario et le Québec sont vulnérables aux perturbations dans les approvisionnements provenant d'Europe, car c'est de là que provient l'essence qui manque. Cet écart est comblé par une flottille de pétroliers qui empruntent la Voie maritime du Saint-Laurent jusqu'à Montréal. D'ailleurs, le port de Montréal a enregistré une année record l'an dernier. Les dommages causés à l'environnement se sont naturellement aggravés en raison des déversements inévitables associés au trafic des navires pétroliers.

    Toutefois, l'Ontario demeure vulnérable aux perturbations dans l'approvisionnement puisqu'elle est encore à court d'essence. En août dernier, la province a encore déploré une pénurie d'essence. L'Ontario a bel et bien connu une pénurie à l'été 2011, quelques années après celle de 2007. Cette fois-ci, la situation s'est produite — écoutez bien — parce que les réparations à la raffinerie de Shell à Sarnia ont duré plus longtemps que prévu. Ce n'était pas en raison d'un accident bizarre. Il s'agissait d'un entretien courant qui a tout simplement duré plus longtemps que prévu. La population de la région du Grand Toronto, de Sarnia et de London a été touchée.

    Nous croyons qu'il s'agit de la nouvelle norme au Canada — dans l'est du Canada, du moins. L'approvisionnement en produits raffinés est maintenant si fragilisé qu'une perturbation chez nous ou en Europe, un accident dans une raffinerie ou tout autre événement grave entraînera une pénurie et un rationnement de l'essence. Nous nous sommes mis dans une situation très inconfortable, voire dangereuse.

    Je vais continuer.

    Mon nom est Joseph Gargiso. Je suis le vice-président administratif du SCEP et je suis le coordonnateur du programme de négociations dans le secteur du pétrole pour ce syndicat.

    Comme le texte est en anglais, ce sera plus facile de le lire dans cette langue plutôt que de le traduire au fur et à mesure. Par contre, on vous enverra la version française.

    En ce qui a trait à l'approvisionnement de pétrole, le Canada a la chance de disposer d'importants gisements de pétrole et de gaz naturel. La plus grande partie de ces ressources est extraite de l'Ouest canadien, mais la région de l'Atlantique en produit également une quantité appréciable. Théoriquement, nous sommes autosuffisants en pétrole, mais ce n'est pas le cas en pratique. Malgré l'abondance apparente de nos ressources en combustibles fossiles, nous pourrions nous heurter à une grave pénurie, voire à un rationnement dans le futur.

    Le plus grave problème qui nous guette est associé à la dépendance aux importations de pétrole brut de l'est du pays. Les provinces de l'Atlantique et le Québec, en particulier, importent presque tout leur pétrole. Les raffineries du Québec reçoivent seulement 13,5 p. 100 de leur pétrole brut du Canada. Le reste est importé de sources étrangères, principalement de l'Algérie, de la mer du Nord, du Kazakhstan et de l'Angola. Certains de ces pays ont connu des perturbations politiques et même des guerres civiles ces dernières années. Heureusement, l'approvisionnement de pétrole n'a pas été perturbé, et nous espérons que notre chance restera au rendez-vous.

    Comme le Québec, les provinces de l'Atlantique ne reçoivent du Canada qu'un infime pourcentage de leur pétrole brut — à peine 17 p. 100. Le reste est importé de sources étrangères. Environ la moitié provient des pays de l'OPEP, notamment de l'Arabie saoudite, du Nigeria, de l'Iraq, du Venezuela et de l'Angola. Le reste provient de la mer du Nord et de plusieurs autres pays, notamment la Russie, le Brésil et la Guinée équatoriale. Certains de ces pays ont connu des perturbations politiques et des guerres civiles au cours des dernières années. Heureusement, l'approvisionnement de pétrole n'a pas été perturbé, et nous devons espérer que la tendance se maintiendra.

    Enfin, même si l'Ontario importe également une quantité appréciable de pétrole brut de sources étrangères, c'est la province de l'est qui peut compter sur la source la plus fiable, c'est-à-dire le Canada. Près de 80 p. 100 du pétrole raffiné en Ontario provient du Canada, mais la sécurité énergétique de la province demeure incertaine en raison de sa capacité de raffinage inadéquate qui la force à dépendre de sources étrangères pour le raffinage des produits.

    En ce qui concerne les propositions de pipeline malavisées, le SCEP croit que les deux projets de pipeline récemment proposés vont à l'encontre de l'intérêt public puisqu'ils forceraient le Canada à dépendre de fournisseurs étrangers pour répondre aux besoins énergétiques fondamentaux de la population. Si les projets de pipeline TransCanada Keystone XL vers les États-Unis et d'Enbridge Northern Gateway vers la côte du Pacifique se réalisaient, le Canada serait voué à exporter une grande quantité de son bitume brut de l'Ouest canadien, qui serait transformé à l'étranger. Cette source d'énergie ne doit pas être exportée avant d'assurer notre propre indépendance et sécurité énergétiques.

    On peut difficilement imaginer que les États-Unis, les pays européens ou la Chine se permettraient de dépendre d’autres pays pour leurs approvisionnements énergétiques s'ils peuvent éviter une situation aussi potentiellement problématique et précaire. Notre sécurité énergétique est déjà compromise en partie par les dispositions de proportionnalité de l’ALENA, qui exigent que le Canada maintienne ses exportations d’énergie vers les États-Unis même en cas de pénurie nationale. Nous ne devons pas aggraver la situation en construisant d’autres pipelines vers les États-Unis ou l’Asie.

    Nous devons également garder à l’esprit la question des emplois. Michael McCracken, PDG d’Informetrica, un éminent économiste très au fait de l’industrie pétrolière canadienne, a estimé que pour chaque tranche de 400 000 barils de bitume brut exporté pour être transformé et raffiné à l’étranger, le Canada perd 18 000 emplois — comme vous l'a dit le représentant de Suncor, les emplois sont bien rémunérés dans ce secteur.

    Il s’agit ici d’un nombre très prudent parce que M. McCracken n’a pas pris en compte le nombre d’emplois qui seraient perdus dans les activités en aval, notamment dans la fabrication de produits chimiques, pétrochimiques, plastiques et d’autres dérivés. Bien évidemment, l’exportation du bitume ne sert pas l’intérêt de la population canadienne, tant en ce qui a trait à la sécurité énergétique qu’à la création d’emplois.

    Nous sommes conscients que les pétrolières de propriété étrangère et canadienne veulent maximiser leurs profits à court terme en exportant le bitume brut vers les marchés extérieurs. Toutefois, permettre que des milliers d’emplois soient déplacés aux États-Unis ou en Chine ne fait que refléter les excès les plus élémentaires de notre passé colonialiste. Nos ressources naturelles doivent être traitées chez nous. Il est temps que notre gouvernement fédéral parle au nom du Canada.

    Pour ce qui est de l'indépendance énergétique et la sécurité du Canada, affirmer que nous vivons dans un monde marqué par l’incertitude est une lapalissade. Cette situation est clairement apparue depuis les derniers mois dans la foulée des rumeurs d’attaques militaires contre l’Iran. Si ces menaces étaient mises à exécution et que l’Iran fermait le détroit d’Hormuz en guise de représailles, comme il a menacé de le faire, le transport de 40 p. 100 du pétrole provenant du Moyen-Orient serait interrompu.

    Pouvons-nous raisonnablement croire que nous serions en tête de liste pour recevoir notre pleine part d'un approvisionnement de pétrole étranger beaucoup moins important? En réalité, si une interruption devait se produire, nous serions contraints de diminuer radicalement notre consommation. Si cela devait arriver en hiver, nous serions forcés de rationner l'huile de chauffage, et plusieurs milliers de personnes devraient être logées dans des refuges.

    Confrontés eux-mêmes à de graves pénuries, les pays d'Europe continueraient-ils à nous fournir les produits raffinés que nous importions, ou ne les utiliseraient-ils pas d'abord pour répondre à leurs propres besoins? Poser la question, c'est y répondre. L'Est du Canada serait privé des produits qu'il importe d'Europe et serait forcé de rationner les réserves, en plus d'être confronté à une perturbation économique.

    Les régions les plus vulnérables à une interruption de l'approvisionnement en pétrole du Moyen-Orient sont les provinces de l'Atlantique, dont le quart de l'approvisionnement en pétrole dépend de cette région, et l'Ontario, qui importe des produits raffinés de pays qui dépendent eux-mêmes du Moyen-Orient.

    Certains de nos fournisseurs ont connu des conflits civils dans le passé. Si d'autres affrontements éclatent et s'intensifient dans les années à venir, notre approvisionnement en pétrole pourrait s'en trouver compromis, ce qui aurait de graves conséquences. Souhaitons que cela n'arrivera pas, mais s'en remettre à la chance n'est jamais une stratégie bien prudente.

    Bien que la situation soit moins alarmante, l'incertitude plane sur l'importation de produits raffinés des pays européens. En ce moment, l'Europe présente un surplus de production de carburant et ne voit aucun inconvénient à nous vendre ses excédents. Toutefois, à moyen terme, les entreprises de raffinage européennes pourraient être tentées de s'éloigner du diesel et de faire campagne pour une consommation accrue de carburant. Si elles ne réussissent pas à convaincre l'industrie, elles pourraient bien carrément mettre un terme à leur production de carburant. D'une façon ou d'une autre, les exportations européennes au Canada pourraient être compromises à moyen terme, à tout le moins à un prix raisonnable.

    Un projet prometteur a vu le jour en 2011. Enbridge a proposé d'inverser sa ligne 9 entre Sarnia et Montréal, afin d'approvisionner l'Est canadien en pétrole brut provenant de l'Ouest. Si cette proposition est acceptée et que le pétrole est raffiné au Canada, les provinces de l'Est pourraient réduire de 20 à 25 p. 100 leur importation de pétrole à l'étranger. La concrétisation de ce projet s'avérerait un pas dans la bonne direction pour acquérir une certaine autonomie énergétique.

    En terminant, rapidement, le SCEP croit que le Canada devrait viser une totale autonomie énergétique et une sécurité d'approvisionnement en combustibles fossiles, et que l'Est canadien doit se procurer le pétrole dont il a besoin auprès de l'Ouest canadien. Un pipeline rejoignant l'Alberta et l'Ontario existe déjà: le gazoduc de TransCanada Pipelines. Il nous faut également un oléoduc entièrement canadien. C'est la seule façon de s'assurer que notre approvisionnement en pétrole ne sera pas interrompu par des intérêts concurrentiels en cas de crise. Avant de construire cet oléoduc, il faudra veiller à ce que le projet respecte entièrement les droits des peuples autochtones et à ce qu'il réponde à des normes environnementales plus sévères.

    Pour conclure, le SCEP demande au Comité permanent des ressources naturelles de recommander au gouvernement fédéral de veiller à l'autonomie et à la sécurité énergétiques du Canada en rétablissant l'indépendance de la région du Québec et de l'Ontario à l'égard des produits pétroliers raffinés, et ce, en offrant des mesures pour encourager l'accroissement de la capacité de raffinage dans cette région; en faisant en sorte que nous dépendions moins du pétrole étranger en appuyant l'inversion de la ligne 9 d'Enbridge; et en imposant la condition que le pétrole brut de l'Ouest canadien soit utilisé pour remplacé le pétrole importé, assurant ainsi l'autonomie et la sécurité énergétiques du Canada, grâce à un oléoduc transcanadien construit pour transporter le pétrole brut de l'Ouest vers l'Est du pays, à la condition de respecter entièrement les droits des peuples autochtones et les plus hautes normes environnementales.

    Merci de votre patience.

    Merci à vous tous pour vos présentations.

    Nous entamons maintenant notre tour de questions de sept minutes, en commençant avec le gouvernement. Monsieur Trost, vous avez sept minutes. Je vous en prie.

    Merci, monsieur le président, et merci aux témoins de leur présence.

    Monsieur Ervin, j'aimerais avoir votre avis de consultant, vous qui avez une vue d'ensemble de l'industrie. J'essaie de comprendre certaines choses que j'ai entendues aujourd'hui et à la séance précédente.

    On nous a dit que la capacité de raffinage du Canada ne se maintenait pas au taux optimal de 95 p. 100, se situant à quelque 80 p. 100 par moments. De plus, les deux témoins du syndicat que nous recevons aujourd'hui ont souligné à l'instant que l'Ontario avait connu des pénuries il n'y a pas très longtemps. Je ne partage pas les idées rétrogrades de Ralph Klein à propos des Ontariens et je ne souhaite pas les voir mourir de froid; ce n'est pas ce qu'on veut.

    Pouvez-vous m'en dire plus à ce propos? Les raffineries ne sont pas utilisées à pleine capacité, même si l'Ontario connaît des pénuries? C'est une situation qui inquiète grandement par moments.

     Quand la production d'une raffinerie est interrompue de façon inattendue, l'offre s'en trouve certainement perturbée. Les raffineries doivent alors trouver rapidement du gaz d'appoint, ce qu'elles font en en important des États-Unis, en allant en chercher dans d'autres régions — souvent par transport ferroviaire — ou en en empruntant à leurs voisins dans leur propre région. Je n'ai jamais vu de file de voitures bloquées sur la 401 en raison d'une pénurie d'essence. Par contre, il est déjà arrivé que de telles pénuries forcent des stations-services à fermer tour à tour au Canada, généralement au tout début des interruptions de production, en attendant qu'on puisse se procurer du carburant d'appoint.

    Jusqu'en 2008, les interruptions inattendues de la production, qu'on parle de raffineries ou de pipelines, avaient des conséquences fâcheuses. Maintenant que la capacité d'approvisionnement excède quelque peu la demande réelle, les conséquences soint moindres. Bien que cela ait une incidence sur les marges de craquage, les rendant moins attrayantes pour les investisseurs que lorsque les raffineries fonctionnent à plein régime, je ne crois pas que ce soit un problème, vu la capacité de réserve actuellement disponible.

    Il a également été mentionné que nous avons... Sur une base nette, le Canada est un exportateur de produits pétroliers, raffinés et bruts, même si certaines régions de l'Est doivent recourir à l'importation... Si nous devons accroître la capacité de raffinage du Canada, ce serait aux fins du marché d'exportation. Il faudrait vendre ces produits à l'étranger, car nous en exportons déjà. Je me demande donc à quel point nos prix seraient concurrentiels par rapport à ceux des pays BRIC. Je sais qu'à Saskatoon, là où j'habite, le coût de la main-d'oeuvre a grimpé en flèche au cours des dernières années dans le domaine de la construction et des métiers spécialisés, notamment.

    J'aimerais que M. Quinn ou M. Ervin me donne une idée de ce que serait le coût d'investissement pour un pays comme le Canada pour construire une nouvelle raffinerie, en comparaison à ce qu'il en coûterait au Brésil, en Russie ou en Inde. Supposons qu'on veuille en construire une sur la côte du Pacifique au Canada. Combien faudrait-il investir de plus ou de moins pour en construire une là-bas, encore une fois par rapport à certains de nos compétiteurs étrangers?

    Je ne peux probablement pas vous donner les chiffres que vous souhaitez avoir. C'est certainement quelque chose que nous pourrions... Il existe beaucoup de données à ce sujet. Le Canada serait sans doute désavantagé par rapport aux pays BRIC pour ce qui est du coût de la main-d'oeuvre et du rendement énergétique. Il en coûte effectivement plus cher d'exploiter de telles installations plus au nord, compte tenu de la chaleur que nécessitent les activités de raffinage. Je crois que notre position nous désavantagerait.

    Nous avons cependant l'avantage d'avoir de bonnes sources de pétrole brut à proximité, alors cela pourrait jouer en notre faveur.

    Monsieur Ervin, savez-vous à quoi pourraient ressembler les structures de coût pour le Canada?

    Non. Je ne sais pas combien cela pourrait coûter par rapport aux pays BRIC. Nous avons toutefois vu des pays comme l'Inde construire de très grandes raffineries dotées de technologies de pointe; celle de Reliance Industries Limited en est un exemple. Ils en construisent. La configuration des raffineries qu'ils mettent en place permet sans problème d'exporter du carburant qui correspond aux normes nord-américaines, par exemple.

    Je m'adresse aux représentants du syndicat du papier. Vous nous avez dit être en faveur de l'inversion des pipelines d'Enbridge. D'après ce que vous nous dites, je présume que vous êtes aussi d'accord pour dire que, généralement parlant, la production canadienne de sables bitumineux serait une bonne chose pour accroître la sécurité énergétique du Canada.

    Ceci dit, voici la question que je veux vous poser. Comment pouvons-nous accroître la sécurité énergétique du Canada sans aussi lancer un programme énergétique national? Vous vous en douterez, les députés de l'Ouest canadien ont de bien mauvais souvenirs à cet égard, particulièrement ceux de l'Alberta. La Saskatchewan y a d'ailleurs perdu quelque 10 milliards de dollars selon certaines estimations. On devient assez craintifs quand on entend parler de choses qui pourraient limiter notre capacité d'exporter nos produits pour récolter des profits enviables. Comment pourriez-vous accroître la sécurité énergétique du Canada sans compromettre les profits d'exportation dont bénéficient l'Alberta et la Saskatchewan et, par la péréquation, étendre cela au reste du pays?

    Le Canada n'a pas de stratégie énergétique nationale à l'heure actuelle. Il y a un manque. Je veux dire par là que c'est à croire que la main gauche ne sait pas ce que fait la main droite.

    Si, avec des réserves prouvées, le Canada devenait soudainement la deuxième puissance mondiale en fait de production pétrolière, après l'Arabie saoudite, comment pourrions-nous exploiter cette position pour maximiser les retombées économiques? Je ne parle pas des profits d'une seule raffinerie, mais de l'ensemble du pays.

    Si une étude non contestée révélait qu'exporter du bitume brut, non transformé... Je ne fais pas référence aux produits raffinés. Je veux dire sans même séparer le sable du bitume, ce qui est la première étape de la transformation. Si on exporte 400 000 barils par jour, cela correspond à 18 000 emplois. Et il ne s'agit pas d'emplois dérivés, mais d'emplois directs bien rémunérés, à 40 000 $, 50 000 $ et 60 000 $. Les gens qui gagnent ces salaires paient des impôts et contribuent à l'économie. Que faisons-nous? Le bitume brut est destiné à la raffinerie située sur la côte du Golfe du Mexique aux États-Unis, que nous voulons alimenter. C'est ce qui pose problème.

    Que pouvons-nous faire? Nous avons les ressources, mais nous créons des emplois ailleurs. Je ne nie pas que la vente de cette ressource naturelle, le bitume brut, va rapporter de l'argent. Je suis d'accord, mais nous ne faisons rien pour maximiser cette ressource.

    Il faut être prudent à l'égard de la capacité de raffinage. Si nous ne prenons pas les bonnes décisions, nous pourrions devoir fermer certaines de nos raffineries actuelles.

    Merci beaucoup.

    Merci, monsieur Trost.

    La parole est à M. Stewart, pour sept minutes. Nous vous écoutons.

    Merci, monsieur le président.

    Bienvenue à nos témoins. Merci beaucoup d'être ici. Les présentations des deux dernières séances ont été très éclairantes, et je suis impatient d'entendre les témoignages des deux prochaines.

    Le NPD a déposé cette motion visant à étudier les raffineries et les pipelines pour trois raisons. Premièrement, nous sommes très préoccupés par le déclin du raffinage en sol canadien. Deuxièmement, on entend beaucoup parler des pipelines, et nous voulons savoir exactement quels sont les avantages et les risques associés aux pipelines, surtout les nouveaux. Et troisièmement, probablement le point le plus important, le ministre des Ressources naturelles a promis d'élaborer une stratégie énergétique pour le Canada. Il a fait cette promesse en juin, et cela ne s'est toujours pas concrétisé.

    Le NPD utilise les informations que vous nous fournissez pour faire ses propres recherches. Nous avons une importante équipe travaillant à produire notre propre stratégie énergétique, que nous présenterons plus tard cette année. Nous allons mettre l'accent sur la sécurité d'approvisionnement intérieur de pétrole, les marchés d'exportation, notre plan d'action à l'égard des changements climatiques et, un aspect particulièrement important, comment adopter des sources d'énergie plus écologiques.

    J'y vais tout de suite avec une question sur le raffinage. Selon les statistiques qui nous ont été présentées à notre dernière séance, depuis 1980, le nombre de raffineries en opération au Canada a chuté de 39 à 15. Il s'agit d'une diminution de 60 p. 100. Au cours de la même période, notre capacité de raffinage est passée d'environ 2,2 millions de barils par jour à quelque 1,9 million de barils par jour. C'est une baisse d'à peu près 15 p. 100 pour cette période. À notre avis, les perspectives pour la capacité intérieure de raffinage sont peu réjouissantes.

     Ma question s'adresse à nos trois témoins d'aujourd'hui. Comment entrevoyez-vous l'avenir de l'industrie du raffinage de pétrole au Canada à long terme?

    Je peux me lancer en premier.

    Allez-y, monsieur Ervin.

     Comme je le disais dans mes commentaires, j'entrevois un déclin constant de la capacité de raffinage, en raison de ce qui s'avérera inévitablement un déclin de la demande en carburant. Étant donné que le carburant représente environ 40 p. 100 de tous les produits pétroliers, cela va certainement contribuer au déclin global.

    La demande en diesel pourrait certainement grimper en Amérique du Nord, mais encore là, cela ne constitue pas la majeure partie du baril aux raffineries. Le diesel sera aussi produit, comme c'est le cas en ce moment, par des usines de traitement. Là encore, les raffineries vont perdre une partie de la demande au profit des usines de traitement du diesel.

    Il faut vraiment s'attendre à une baisse de la demande, pas seulement au Canada, mais partout en Amérique du Nord. Dans cette optique, les pays BRIC vont accroître leur capacité — probablement au-delà de la demande attendue —, de façon à ce que la capacité de raffinage nécessaire soit déjà en place pour répondre à la demande croissante de ces économies croissantes.

    Au cours de la prochaine décennie, notamment, j'estime que ce facteur, en plus des autres dont j'ai fait mention, pourrait engendrer un surplus de capacité.

    Parlons simplement de l'expérience de Suncor. Quelques années plus tôt, la fusion avec Petro-Canada nous a bien sûr permis de profiter de son expérience.

    Il a été question de la raffinerie d'Oakville, en Ontario, fermée en 2005. La décision a été très difficile à prendre. Au fil des ans, j'ai participé aux fermetures de plusieurs raffineries, survenues lorsque l'industrie commençait à rationaliser ses activités dans les années 1980. Ces décisions ne sont pas prises de gaieté de coeur. Nous avons envisagé toutes les possibilités pour sauver la raffinerie d'Oakville, mais nous ne sommes pas à l'abri des économies d'échelle réalisées dans le monde. C'était une petite raffinerie qui demandait un investissement colossal pour réduire le soufre dans l'essence et le diesel.

    La raffinerie n'était simplement plus viable par rapport aux investissements nécessaires. En revanche, nous avons pris de l'expansion à Montréal. La capacité de production de brut léger n'est pas la même qu'à Oakville, mais c'est tout comme. Nous avons remplacé toute la capacité de production de diesel et environ la moitié de la capacité de production d'essence d'Oakville.

    Nous n'avons pas remplacé toute la capacité de production d'essence, car compte tenu de la configuration de la raffinerie de Montréal, il aurait fallu faire d'autres investissements importants.

    Même en 2003 et en 2004, nous étions préoccupés par le déclin à long terme de la demande en Amérique du Nord, annoncé depuis longtemps. Nous pensions qu'il était préférable d'acheminer un volume modeste de nos stocks dans l'Est, au lieu de construire les installations nécessaires et de constater que nous ne pourrions pas en profiter de manière durable.

    Cette stratégie nous a très bien servi. Nous pensons qu'elle explique en partie pourquoi Montréal reste si bien positionnée quant aux besoins à venir. L'offre de diesel sera sans doute suffisante pour répondre à la demande, qui est bonne. Par ailleurs, nous sommes en bonne posture pour absorber la réduction de la demande d'essence. Si nous pouvions inverser le flux du pipeline 9... Je reviendrai sur les avantages. Rien ne garantit que le pétrole de l'Ouest va nécessairement rester moins cher, mais cette possibilité nous donne bien sûr de la flexibilité. Les raffineries sont plus viables si nous trouvons davantage de sources d'approvisionnement.

    Toutefois, ce n'est peut-être pas pour demain.

    Étant donné que nos volumes de raffinage ne diminuent pas, je ne peux pas ignorer la capacité de production de diesel des usines de traitement. C'est à cet égard que le Canada pourrait connaître une croissance.

    Nous avons entendu que les risques de contamination des produits haut de gamme transportés par pipeline, comme le carburant aviation et l'essence, augmentaient avec la longueur du pipeline.

    Le diesel présente-t-il les mêmes risques de contamination que...?

    Oui, certainement.

    En fait, le diesel est sans doute le produit qui nous préoccupe le plus, parce qu'il ne peut pas contenir plus de 15 parties par million de soufre dans le réservoir d'un véhicule.

    Le diesel que nous produisons à nos installations présente environ cinq parties par million de soufre. Nous avons nos propres exigences internes pour l'injecter à huit parties par million dans le pipeline. Le soufre dans le diesel augmente ensuite, car les divers produits qui circulent dans les pipelines ne contiennent pas le même niveau de soufre. Nous protégeons beaucoup plus le diesel que tous les autres produits. Comparativement au brut, les produits raffinés doivent conserver leurs caractéristiques à leur arrivée dans les terminaux et jusqu'à la livraison aux clients.

    Le transport des produits et les pipelines demandent beaucoup plus de manipulation et de soins que nécessaire. La sécurité et la fiabilité sont importantes concernant le brut ou les produits, mais les caractéristiques des produits raffinés sont bien plus difficiles à maintenir.

    Merci beaucoup, monsieur Stewart.

    Monsieur McGuinty, pour sept minutes.

    Merci, monsieur. Bonjour, messieurs.

    Je veux revenir à deux ou trois choses, tout d'abord avec M. Ervin.

    Les représentants du syndicat nous ont dit aujourd'hui que les deux pipelines envisagés ne doivent pas être construits, parce qu'ils nous placeraient en position de dépendance par rapport aux États-Unis, que nous ne devons pas exporter notre énergie avant d'assurer notre sécurité énergétique et qu'il faut examiner les critères de proportionnalité de l'ALENA.

    Qu'en pensez-vous? Êtes-vous d'accord?

    Je vais parler des conséquences qu'il y a à ne pas construire le pipeline Keystone XL ou le Northern Gateway.

    L'extraction des sables bitumineux au Canada serait considérablement réduite. L'inversion du pipeline 9 serait loin de suffire pour continuer la progression de l'exploitation des sables bitumineux. C'est une conséquence fondamentale du fait de ne pas construire ces deux premiers pipelines.

    Je ne pense pas que la sécurité énergétique au Canada est aussi préoccupante que certains l'imaginent. L'Amérique du Nord profite déjà de nombreuses mesures de protection. Dans le pire des cas, les États-Unis ont une énorme réserve de pétrole brut qui leur permettrait de tenir assez longtemps — pas des semaines, mais des mois. Compte tenu du contexte nord-américain et des dispositions de l'ALENA, cette seule réserve nous procure une certaine sécurité.

    Je ne peux tout simplement pas imaginer un scénario où on ne pourrait pas approvisionner l'Est en pétrole brut venant d'autres sources, compte tenu des capacités d'exportation accrues des pays partout dans le monde qui ne font pas partie de l'OPEP et qui ne sont pas situés au Moyen-Orient.

    M. Gargiso a soulevé une question importante qui nous intéresse tous. Il faut savoir quelle est l'orientation du Canada en matière d'énergie.

    Monsieur Quinn, vous travaillez dans une très grande entreprise qui s'occupe de raffinage et de marketing, mais aussi des énergies renouvelables. Le PDG, le CA ou un porte-parole de votre entreprise a-t-il indiqué publiquement qu'il fallait examiner de façon plus cohérente l'orientation du Canada sur le plan énergétique?

    Oui. En fait, le PDG actuel, Rick George — qui cessera ses fonctions en mai —, s'est prononcé sans détour là-dessus et il soutient fermement la stratégie énergétique nationale.

    Je pense que, selon Rick, le Canada ne doit pas s'intéresser seulement à la production d'énergie. Nous devons examiner nos moyens de transport, l'aménagement des villes et la façon de construire les maisons. Nous devons mieux préserver les milieux naturels. Nous parlons de développement durable axé sur trois critères: la santé économique de notre entreprise et un climat économique sain en général; la qualité de l'environnement; le bien-être social, qu'il faut prendre en compte dans toutes nos activités. Rick a été très clair à cet égard. Selon lui, le Canada doit adopter une stratégie énergétique de 10, 20 ou 50 ans qui porte sur tous les secteurs. Nous ne pouvons pas en considérer un seul à la fois.

    Notre PDG soutient fermement...

    Nous faisons un bref examen de l'état actuel et futur des oléoducs et des gazoducs et de la capacité de raffinage au Canada. Mais quand vous parlez de tenir compte de tous les secteurs, le CA ou le PDG de votre entreprise affirme-t-il qu'il faut établir un lien entre des choses qui sont encore considérées de manière indépendante?

    Par exemple, quel est l'avenir de l'énergie nucléaire, de la géothermie, des biocarburants, de la conservation d'énergie et des énergies renouvelables au Canada? Que choisit le gouvernement fédéral? Comment collabore-t-il avec les provinces pour permettre à d'autres formes d'énergie de prendre leur essor?

    Est-ce ce dont parle votre PDG?

    Oui.

    En général, les gens du secteur des combustibles fossiles partagent-ils son opinion?

    Je ne peux pas parler de la position des autres entreprises. Je ne m'exprime pas au nom de Rick non plus, mais il a fait connaître sa pensée publiquement...

    Monsieur Ervin, pensez-vous qu'on en discute plus ouvertement? La première ministre Redford de l'Alberta a soulevé la question, tout comme ses homologues de l'Ontario et du Québec. En est-il maintenant question dans le secteur privé? Nous venons de l'entendre de la part d'un important syndicat qui représente nombre de travailleurs.

    Je ne parle pas au nom de l'industrie, mais le besoin d'une stratégie intégrée est reconnu. La grande corrélation qui existe entre le nucléaire, les biocarburants et d'autres énergies de remplacement aura un impact majeur sur les décisions prises dans le secteur du raffinage. C'est clair qu'il faut une stratégie intégrée.

    Monsieur Ervin, pourquoi les raffineries du Texas ne peuvent-elles plus s'approvisionner au Mexique? Cette semaine, on nous a dit que nous devions exporter du pétrole brut sur la côte du golfe du Mexique, entre autres parce que les ressources mexicaines s'épuisaient.

    Je n'ai pas entendu le témoignage et je ne connais pas le contexte, mais toutes les régions viennent à manquer de cette ressource non renouvelable. C'est tout ce que je peux dire, sans en savoir davantage.

    D'accord.

    Monsieur Newman, je pense que vous voulez répondre.

    Oui, merci.

    Vous avez parlé de stratégie intégrée. Il y a environ 10 ans, notre syndicat a élaboré une telle stratégie et nous l'avons mise à jour il y a quelques années, à cause de tous les changements apportés dans le secteur. Nous sommes convaincus qu'il faut une planification intégrée de toutes les sources d'énergie, mais nous devons tenir compte de deux principes fondamentaux.

    Il faut assurer notre sécurité et notre indépendance énergétiques, parce que nous ne pouvons pas nous en remettre à la chance. Nous devons rester prudents et partant songer aux événements fâcheux qui peuvent survenir.

    J'habite au Québec et j'ai été relogé durant les importantes pannes de courant, il y a environ 10 ans. La question n'est donc pas théorique pour moi. Des centaines de milliers de gens ont été touchés. Ça pourrait arriver encore si, dans le pire des cas, il y avait une pénurie de mazout de chauffage. Mais en réalité, ces événements se produisent seulement de temps à autre.

    Comme M. Gargiso l'a dit, nous devons maximiser l'activité économique, les emplois et le bien-être des Canadiens, qui constituent de grandes richesses. D'après nous, l'exportation de nos énergies sans tenir compte avant tout de nos propres intérêts n'est ni sage ni prudent.

    Merci.

    Merci, monsieur McGuinty.

    Nous poursuivons notre série de questions de cinq minutes avec M. Calkins.

    Merci, monsieur le président.

    En tant que député albertain, je vais sans doute axer mes questions sur ma province.

    Monsieur Gargiso, vous avez laissé entendre dans votre exposé que le Canada ou l'Alberta exportait du bitume brut.

    Messieurs Quinn et Ervin, est-ce vrai? Le bitume exporté par pipeline, par bateau ou par train est-il brut?

    L'exploitation des sables bitumineux génère deux produits. L'Alberta fabrique aussi beaucoup de pétrole brut. On en exporte un peu aux États-Unis, mais ce pétrole est en grande partie raffiné au Canada. Oui, nous exportons du bitume aux États-Unis, soit sous la forme de synbit, un mélange de bitume brut et...

    Est-ce du bitume brut extrait directement des sables bitumineux?

    Non.

    Donc, la réponse à la question est non.

    Monsieur Quinn, êtes-vous d'accord?

    Le produit exporté est du pétrole lourd, que nous mélangeons avec du diluant et du pétrole synthétique pour lui permettre de circuler. Mais il ne contient pas de sable.

    Le pétrole lourd dont le sable est retiré au point d'extraction peut-il être transporté par pipeline?

    Non.

    Quelle forme doit prendre ce pétrole pour circuler?

    Il faut le mélanger à un condensat.

    D'accord, il faut lui faire subir une décokéfaction...

    M. John Quinn: C'est exact.

    M. Blaine Calkins:... un craquage et lui ajouter un diluant. D'où vient ce diluant?

    Une partie du diluant utilisé vient des raffineries; c'est un produit final léger.

    Donc, d'autres usines que les raffineries, comme les usines de traitement intermédiaire du gaz, etc., fournissent le diluant nécessaire. Compte tenu de notre capacité de raffinage actuelle et de tous les emplois de ce secteur, de l'industrie gazière qui fournit du diluant à l'industrie pétrolière pour lui permettre d'exporter son produit synthétique enrichi... On n'exporte pas simplement le produit brut extrait. Ce n'est pas comme si on exportait les produits canadiens sans les transformer, n'est-ce pas?

    Très juste. L'extraction du bitume et sa transformation pour le rendre transportable dans un pipeline exigent énormément de travail et de technologie.

    C'est ce que j'essayais de dire. Les détracteurs des projets de pipeline Keystone ou Northern Gateway prétendent que nous transportons uniquement des produits bruts et que nous exportons les emplois en question, mais, en réalité, plusieurs milliers d'emplois en dépendent.

    Autre exemple de ce qu'ils pourraient dire: le pipeline Gateway, une fois la construction terminée, n'aura besoin, pour son entretien à long terme, que de 9 à 50 préposés. Mais, en réalité, le transport de 400 000 ou 500 000 barils par jour n'exigera pas seulement des emplois d'entretien; il va entraîner une explosion d'emplois, non seulement dans la construction ou la mise en valeur à plus grande échelle des sables pétrolifères afin de répondre à la demande pour remplir le pipeline, mais, également, d'emplois permanents pour l'extraction, la transformation et la valorisation du bitume.

    De combien d'emplois s'agit-il? Monsieur Quinn, j'ignore si vous êtes le seul en mesure de répondre à cette question, mais pour produire un demi-million de barils par jour dans les sables pétrolifères, combien d'emplois au Canada cela représente-t-il dans ce secteur?

    Je n'essaierai même pas de deviner...

    M. Blaine Calkins: Eh bien, combien?...

    M. John Quinn: ...parce que je l'ignore. Je représente les raffineurs.

    M. Blaine Calkins: D'accord.

    M. John Quinn: Je dirai ceci. Le principal obstacle, pour nous, Suncor, dans les cinq prochaines années... Nous possédons un plan de croissance. Aujourd'hui, de fait, notre capacité de transformation du bitume en bruts synthétiques équivaut à peu près à notre capacité d'extraction du bitume brut. Dans l'avenir, notre production de bitume excédera notre capacité de transformation, mais, tout de même, notre spécialité, c'est la transformation du bitume en produits synthétiques.

    Le principal obstacle qui empêche d'accomplir cette vision, c'est la nécessité de créer des milliers d'emplois spécialisés, en Alberta notamment, mais, pour les fournisseurs de biens et de services de partout au pays, cela représente des perspectives, dans l'effort de construction et celui de production qui suivra. Désormais, on aura toujours besoin d'emplois spécialisés au pays.

    Beaucoup de travaux utiles aux transformateurs, etc., n'ont pas nécessairement lieu en Alberta, n'est-ce pas? Il y en a partout au pays.

    Oui, de bonnes statistiques ont été publiées — je ne les ai pas apportées — sur les répercussions prévues, dans chaque province, des investissements qui se feront dans le secteur des sables pétrolifères de l'Alberta.

    Je tiens maintenant à aborder la question de la dépendance énergétique. Est-il vrai que le Canada est un exportateur net de produits pétroliers? Dans ce cas particulier, il est question d'oléoducs, de capacité de raffinage... Est-ce que le Canada est un exportateur net de pétrole?

    Oui, et de produits raffinés également.

    D'après vous, est-ce que cela signifie que le Canada dépend, pour le pétrole, de l'étranger?

    Vous savez, encore une fois... Non, pas tout à fait.

    C'est simplement une question d'économie.

    C'est de l'économie et le dosage subtil, aux deux extrémités du pays, de la gestion de notre réseau.

    Absolument, et si, dans la pire des situations, nous ne pouvions pas importer de pétrole dans l'Est, pour quelque raison que ce soit, il suffirait de modifier la distribution des produits transformés ici au Canada pour s'assurer de ne priver personne du carburant et du combustible dont il a besoin. N'est-ce pas?

    Oui, ces dernières années, nous sommes allés jusque-là... La plupart du temps, ce n'est pas très économique, mais nous avons chargé un navire-citerne de pétrole de l'Ouest destiné à Montréal via le canal de Panama, en partie pour vérifier la capacité de Montréal de traiter la qualité de ce brut. On peut donc toujours recourir à ce genre de solution en cas de véritable pénurie.

     Merci, monsieur Calkins.

    M. Blaine Calkins: Ah! Mais j'ai une question vraiment intéressante à poser.

    Le président: Votre temps est écoulé.

    Monsieur Anderson, vous pouvez poser la question de M. Calkins, si vous avez le don de télépathie.

    Vous avez la parole, pendant cinq minutes.

    Merci.

    Eh bien, je n'ai qu'une question à poser en ce qui concerne le sujet. Le Canada possède un approvisionnement énergétique assuré. C'est bien ce que vous diriez?

    Oui, absolument.

    D'accord. Nos autres témoins ne semblaient pas partager cette opinion.

    Je tiens à revenir à une affirmation de M. Ervin.

    Vous avez parlé des super-raffineries que l'on construit en Inde. Vous avez laissé entendre qu'elles étaient en mesure de produire de l'essence à moteur qui répondrait aux normes et qui pourrait être exportée partout dans le monde. C'est bien ce que vous avez dit?

    Oui, en effet.

    Je me demande alors pourquoi nous ne pouvons pas exporter de produit fini. Nous avons entendu que nous fonctionnions à 83 p. 100 de notre capacité. Si nous devions atteindre 100 p. 100, pourquoi ne pourrions-nous pas exporter partout dans le monde le produit fini? Est-ce une question de prix? Quel facteur joue?

    Cela se ramène en réalité à une question de prix. Par le passé, les marchés de l'essence à moteur et du carburant diesel étaient régionaux, mais, dans la dernière décennie, ils sont devenus mondiaux, comme celui du brut, qui a toujours été mondial.

    Il faut pouvoir offrir un prix concurrentiel. Par exemple, pendant de nombreuses années, l'Europe a produit des excédents d'essence. Pendant des décennies, elle les a exportés vers les États-Unis, pendant les fortes demandes estivales, en raison de la faiblesse du marché européen de l'essence et de la demande préexistante du produit en Amérique du Nord. Donc pour que le Canada exporte...

    Est-ce que c'est faute, pour nous, d'en être capables ou faute de demande, actuellement?

    Il est sûr que, jusqu'en 2008, la capacité des raffineries nord-américaines n'était pas suffisante pour qu'elles exportent. Un témoignage a permis de comprendre que les États-Unis sont devenus un exportateur de produits pétroliers à cause de leur capacité excédentaire.

    De fait, les faibles profits nets vont tarir cette capacité excédentaire. Les petites raffineries moins efficaces ne pourront pas tirer leur épingle du jeu. Graduellement, la capacité va diminuer jusqu'à un niveau soutenable, de sorte que les possibilités d'exportation qui en découlent diminueront également.

    Pourquoi donc l'Inde en profite et pas nous? Il me semble que nous...

    Permettez-moi de tenter une autre explication. L'Inde peut s'offrir une raffinerie d'une capacité d'un million de barils par jour, ce qui est en train de se faire. Elle possède le marché local pour soutenir la raffinerie. Ce marché local proche lui assure des profits. La taille de l'usine est adaptée au marché local.

    Dans ce pays, on peut s'accommoder d'une usine supplémentaire d'un million de barils par jour, avec les économies d'échelle qu'elle comporte. Sous un climat chaud, les charges d'exploitation sont plus faibles, et je suis convaincu que les salaires sont moins élevés et la réglementation moins tatillonne. Bien que le produit soit adaptable aux exigences du Canada et de l'Amérique du Nord, la totalité de la production n'est pas nécessairement au niveau de cette norme.

    Ce faisceau de facteurs permet d'alimenter à un prix plus modique le marché, en lui réservant une partie de la raffinerie ou en agrandissant les installations. En réalité, cette opération est peut-être un peu moins profitable, mais elle l'est quand même.

    Même si nous avons déjà...

    Le marché local nous fait défaut.

    Même si notre infrastructure est déjà en place?

    Eh bien! Nous n'aurions pas d'infrastructure en place pour une raffinerie d'un million de barils par jour, indéniablement.

    Mais nous avons actuellement pour une capacité de 15 p. 100 de... De toute manière, passons à autre chose.

    Vous avez piqué mon intérêt quand vous avez affirmé qu'on prévoyait une baisse à long terme de la demande d'essence. Est-ce que les prévisions d'il y a cinq à dix ans se sont avérées? Par le passé, avez-vous été en mesure de prévoir l'avenir avec justesse? À partir de là, nous allons parler un peu du futur, mais les prévisions faites il y a quelques années étaient-elles justes?

    Eh bien, j'aimerais prévoir l'avenir: je ne serais probablement pas ici aujourd'hui.

    Exactement. Mais, par le passé, l'avez-vous prévu avec justesse?

    Je pense que la bonne réponse est qu'il est difficile de prévoir l'avenir. Je veux dire par là que rien n'est stable. Nous avons traversé une récession ces dernières années, de sorte que les chiffres sont très variables.

    Nous assistons à un aplatissement de la demande d'essence. Ce n'est pas fini, compte tenu de l'entrée en vigueur prochaine des normes d'efficacité de l'essence à moteur aux États-Unis. Nous savons que cela s'en vient. Ce sera le déclencheur...

    C'était ma prochaine question. Qu'est-ce qui contribue à ce phénomène? Est-ce l'arrivée de nouvelles sources d'énergie ou est-ce le véritable déclin de l'utilisation de l'essence ou le déclin de l'activité économique en Amérique du Nord?

    Bien sûr, le déclin, dernièrement, de l'activité économique a eu un effet. Nous commençons à constater une érosion de la demande d'essence cette année par rapport à l'année dernière, à peine, mais les normes d'efficacité du carburant y seront vraiment pour quelque chose, dorénavant.

    Quelqu'un d'autre a-t-il...

    Eh bien! un facteur est certainement la mise en vigueur des normes sur les carburants renouvelables, qui va provoquer une baisse d'environ 10 p. 100 de la production d'essence aux États-Unis et de 5 à 8 p. 100 au Canada. Ce facteur, en quelque sorte, ne joue qu'une fois.

    En ce qui concerne les tendances actuelles, les technologies de l'automobile, comme M. Quinn l'a mentionné, certainement... En outre, il y a les préférences du consommateur. Le changement démographique contribuera à modifier les habitudes du consommateur. On conduira des automobiles plus petites, qui utiliseront l'essence plus efficacement et on n'aura probablement plus autant besoin de véhicules utilitaires sport et de minifourgonnettes. Encore une fois, ce sont les tendances démographiques. La population vieillit et, par exemple, moins de familles fréquentent les terrains de soccer avec leurs enfants de cinq ans.

    Merci. J'ai encore une...

    Merci, monsieur Anderson. Votre temps est écoulé.

    Passons maintenant à M. Lapointe, qui dispose de cinq minutes.

    Allez-y, monsieur Lapointe.

    Merci, monsieur le président.

    Le gouvernement actuel parle beaucoup de sécurité. On a même remarqué que quelqu'un qui remet en question le tracé d'une pipeline s'est fait dire qu'il va à l'encontre de la sécurité économique du pays.

    Ce matin, je suis un peu embêté. En effet, j'apprends que dans l'est du pays, il n'y a pas de véritable sécurité énergétique. Je pense que le fait de se demander si un jour il sera possible que des centaines de milliers de Québécois ou des gens des provinces de l'Atlantique ne puissent pas avoir de chauffage en hiver n'est pas moins important que la sécurité économique de l'autre partie du pays.

    J'apprends aussi qu'il y aurait peut-être un plan de sécurité énergétique qui permettrait, par exemple, à un bateau de passer par le Panama pour peut-être nous aider si jamais un jour il y avait un problème trop important en Afrique. Peut-on vraiment appeler cela un plan de sécurité énergétique pour l'est du pays?

    Monsieur Newman, qu'en dites-vous?

    Je pense que M. Gargiso pourrait vous répondre.

    Il y a déjà quelque temps qu'on soulève la question du cas particulier de l'est du pays lorsqu'on parle d'approvisionnement en produits pétroliers. On l'a mis à l'avant-scène lorsque Shell a annoncé la fermeture de la raffinerie en 2010. En fait, on éliminait 25 p. 100 de la capacité de raffinage. C'est là qu'on a tenté de lever le drapeau pour dire qu'il fallait faire quelque chose.

    C'est pour cela qu'on parle de la capacité d’inverser le flot de la ligne numéro 9 du pipeline. La sécurité ne concerne pas seulement les produits finis, mais aussi l'approvisionnement du brut.

    Quant à moi, un pays qui est doté de ressources pétrolières comme le Canada devrait, tout d'abord, s'assurer que l'ensemble du pays a un approvisionnement garanti. Il ne faut pas se contenter de dire qu'on va le mettre sur le bateau en passant par le canal de Panama et, que la semaine suivante, on le recevra peut-être.

    En fait, ce serait un plan de sécurité énergétique soutenu et non pas partiel au cas où il y aurait une catastrophe.

    Monsieur Lapointe, prenons le cas du Québec. Dans cette province, 28 p. 100 du pétrole provient de l'Algérie et 20 p. 100 environ provient du Kazakhstan. Par conséquent, près de 50 p. 100 provient de pays qui ont eu des problèmes très graves. L'autre source majeure est la mer du Nord. Dans ce cas, le pétrole provient de l'Angleterre ou de la Norvège, ce qui normalement serait sécuritaire.

    Cependant, selon les prévisions, leur production va diminuer de moitié d'ici 10 ans. Je n'appellerais pas cela...

    Ce n'est pas un plan de sécurité énergétique.

    Merci.

    Concernant la fermeture de la raffinerie à Montréal, je crois que la production qui reste est maximisée en ce moment. Croyez-vous que cela a un impact sur le prix de l'essence dans l'est du pays? Cela aurait-il causé une pression à la hausse sur le prix de l'essence dans l'est du pays?

    Il faudrait un autre comité pour étudier la question du prix de l'essence. Cette question est assez vaste et il y a beaucoup de facteurs.

    Il y a trop de facteurs pour qu'on puisse s'avancer sur cette question?

    C'est exact.

    Seriez-vous aussi d'accord pour dire que, curieusement, parmi les nations qui sont les plus grandes productrices de pétrole, certaines d'entre elles ont aussi les plans les plus clairs pour en arriver à une certaine indépendance face au pétrole? À ma connaissance, l'industrie ne se sent pas menacée par cela. Au contraire, elle sait ce qui va se produire d'ici 30 ans et peut donc faire des prévisions pour 30 ans.

    Que pensez-vous du fait que le Canada n'ait pas un plan clair sur la façon de nous diversifier et d'atteindre une certaine indépendance à l'égard du pétrole? Croyez-vous que cela constitue un désavantage, même pour l'industrie, parce qu'elle ne peut faire de prédictions sur ce qui va arriver au cours des deux, trois ou quatre prochaines décennies?

    Je pense à un pays qui a des plans de développements pour 20, 30 ou 50 ans. L'industrie n'aime pas l'incertitude. S'il y a un tracé pour 50 ans, l'industrie saura où on s'en va et elle va s'adapter et s'ajuster et faire des affaires.

    M. Quinn a encore 30 secondes pour réagir aux propos sur le fait qu'il y a une absence de plan à long terme. Est-ce positif, même du point de vue des investisseurs?

    Encore une fois, je dirai que nous étions partisans d'une stratégie nationale de l'énergie, laquelle permet, à mon avis, l'élaboration d'un plan à long terme. Mais un plan n'est qu'un plan. Il faut ensuite affronter la réalité et s'y adapter. Mais nous appuyons certainement une stratégie, nous appuyons aussi...

    Est-ce que l'absence de plan peut favoriser la stratégie de l'investisseur?

    Encore une fois, l'industrie ressent davantage d'incertitude quand il n'y a pas de plan.

    Merci, monsieur Quinn.

    Merci, monsieur Lapointe.

    La parole est maintenant à M. Allen, pour cinq minutes.

    Merci, monsieur le président.

    Merci, messieurs, d'être présents.

    Monsieur Quinn, je veux simplement revenir à votre témoignage concernant la canalisation 9 d'Enbridge. Vous avez dit qu'elle pourrait favoriser d'éventuels investissements à Montréal pour lui permettre de mieux s'adapter aux bruts de l'Ouest. Vu les observations de M. Ervin concernant les profits nets des raffineurs et tout ce qui en découle, est-ce probable? Ou bien quelqu'un oblige-t-il le pétrole à circuler dans ce sens en s'y prenant de la seule manière qui entraîne obligatoirement un tel phénomène, ce qui ne serait pas nécessairement très propice aux compétences provinciales sur l'énergie?

    Aujourd'hui, Montréal est en mesure de traiter certains bruts de l'Ouest, une gamme limitée de ces bruts, extraits des sables pétrolifères. Elle est tout à fait capable de traiter les bruts légers classiques de l'Ouest canadien. Cela ne présente aucune difficulté. Cela dépend du produit qui circule vers l'Est dans la canalisation 9.

    L'argent que l'on consacrerait à Montréal servirait à tirer un meilleur parti des bruts synthétiques et même des bruts extraits du bitume tels que les bruts lourds, sans transformation complète en produits synthétiques. C'est ce à quoi les investissements serviraient. On examinerait soigneusement les possibilités, d'après la structure des prix et le coût relatif du brut et ses qualités par rapport aux autres bruts disponibles. C'est ce qui, alors, donnerait à Montréal sa flexibilité.

    Je ne pense pas que nous promettions de nous affranchir nécessairement du pétrole étranger, mais nous utiliserions certainement une plus grande proportion de notre pétrole de l'Ouest. Mais cela fera partie des négociations qui se dérouleront, probablement avec Enbridge, sur les décisions à prendre concernant cette canalisation.

    Monsieur Ervin, avez-vous des observations à faire à ce sujet?

    Pour une raffinerie, le choix de la matière première se fonde sur de très nombreux critères, à l'aide d'un programme informatique très perfectionné. Mais le compromis à établir entre l'utilisation du brut de l'Ouest et des bruts disponibles d'ailleurs se ramène, en fin de compte, à la question de l'investissement dans la raffinerie.

    Comme M. Quinn l'a dit, il faudrait investir dans la capacité de la raffinerie, dans certaines capacités, pour produire de l'essence à partir de bruts lourds. Là est la vraie question, que nous ne pouvons pas vraiment décortiquer ni analyser ici. Il ne s'agit pas simplement de fermer un robinet et d'en ouvrir un autre. Il faudra des investissements dans la raffinerie pour pouvoir traiter les bruts lourds.

    Monsieur Quinn, vous avez parlé un peu d'un plus grand nombre d'usines de traitement dans l'Ouest. Vous dites que, en gros, vos capacités sont équilibrées, mais que vous risquiez de prendre un peu de retard, en ce qui concerne le traitement. Je pense qu'il existe des estimations selon lesquelles, pour atteindre l'objectif de l'Alberta d'une transformation des deux tiers de son pétrole, il faudrait construire d'ici 2020 quatre usines de traitement. Avez-vous des estimations sur le nombre d'usines de traitement que vous envisagez et de la valeur de l'investissement?

    Nous ajoutons une grosse usine, baptisée « Voyageur ». Nous sommes à mi-parcours dans les études d'ingénierie. Comme je l'ai dit, je pense que l'installation démarrera d'ici 2017. On ajoutera ainsi 200 000 barils par jour de capacité de traitement. Compte tenu de l'augmentation de la production de bitume dans laquelle nous investissons également dans l'Ouest, nous nous maintiendrons en équilibre pendant quelque temps. Je pense que, vers 2020, nous aurons probablement atteint le taux de 75 p. 100 de traitement du bitume. C'est dans ce sens que les choses évoluent.

    Cela représente des milliards de dollars. Je n'entrerai pas dans les détails de l'investissement dans un projet, mais c'est bien de cela dont il s'agit.

    Avez-vous une idée du nombre d'emplois créés?

    Encore une fois, je suis désolé, je n'en suis pas absolument certain, cela se chiffre en milliers.

    Puis-je élargir un peu plus le champ de la discussion sur la valeur ajoutée? Est-il possible, pour l'avenir, d'envisager d'autres produits élaborés, comme les bioproduits et les plastiques? Est-ce que l'on songe aux emplois de haut niveau qu'ils permettraient de créer?

    Nous traitons déjà certains produits chimiques. Nous avons des usines de matière première à Montréal et à Sarnia — du benzène, des toluènes et des xylènes, qui alimentent d'autres usines de produits chimiques. C'est un domaine difficile.

    Il y a quelques années, nous avons aussi investi à Montréal. Nous possédons la moitié des parts de ParaChem, qui produit du paraxylène et prend des produits partiellement finis de notre raffinerie de Montréal et d'autres sources, les transporte jusqu'à son usine et les amènent à un autre niveau chimique, pour la fabrication de plastiques et de produits semblables.

    Oui, il y a toujours cette possibilité, mais ce n'est pas chose facile. C'est un secteur d'activité que nous abordons avec beaucoup de prudence; je crois que c'est le mot juste.

    Merci, monsieur Allen.

    Monsieur Gravelle, vous avez un maximum de cinq minutes.

    Merci, monsieur le président.

    Je remercie les témoins de leur présence.

    Ma question s'adresse aux représentants du Syndicat canadien des communications, de l'énergie et du papier.

    Lorsque l'ONE évalue un pipeline d'exportation, dans quelle mesure tient-il compte des emplois créés au pays et des retombées économiques locales? Ce facteur devrait-il peser dans les décisions portant sur l'utilisation de nos ressources?

    À l'heure actuelle, ce facteur n'est aucunement considéré.

    Nous nous sommes exprimés relativement à tous les projets envisagés au cours des dernières années, et les emplois ne sont pas pris en compte. Ce n'est pas un critère. Les emplois ne sont même pas considérés comme un intérêt public. C'est aussi simple que cela.

    J'ai dit tout à l'heure que la main gauche ignore ce que fait la main droite.

    Hier soir, je me suis entretenu avec nos représentants à la raffinerie de Chevron, à Burnaby, en Colombie-Britannique. Cette installation raffine 60 000 barils de pétrole par jour. C'est une toute petite raffinerie, et il en reste seulement deux dans cette province. Husky possède une très petite raffinerie près de Prince George, qui produit environ 11 000 barils; c'est une petite installation qui dessert le marché local. Toutefois, dans la vallée du bas Fraser, c'est la seule raffinerie qui reste. En mars prochain, elle réduira sa production de 20 000 barils. Pourquoi? À cause d'un manque de matière première. Je croyais que nous avions la deuxième réserve prouvée en importance et que nous étions l'Arabie saoudite du nouveau monde.

    Pourquoi la raffinerie ne peut-elle obtenir les 20 000 barils? Parce que l'Office national de l'énergie a donné la permission à l'exploitant du gazoduc — je crois qu'il s'appelle Kinder Morgan — de mettre le pétrole aux enchères. Alors elle s'est fait damer le pion par un plus offrant. Je ne sais pas si l'offre provenait de la Chine ou de l'Inde. Je l'ignore. Par conséquent, la raffinerie réduit sa production, mais aussi, selon l'information qu'on a reçue, toutes les options sont envisagées. Toutes les options sont sur la table. Dans notre jargon, c'est ce que Shell a dit avant de fermer la raffinerie de Montréal.

    Voilà le problème. La matière première n'est pas suffisante.

    Puis-je ajouter quelque chose?

    Vous créez vos options aussi. Si nous ne faisons pas beaucoup de valorisations... Il nous faut beaucoup d'usines de valorisation pour alimenter une industrie pétrochimique. Si nous n'avons pas la matière première... Soit dit en passant, l'industrie pétrochimique se plaint depuis longtemps d'un manque de matière première pour la production de gaz naturel parce qu'elle ne peut pas en obtenir; nous l'expédions, encore une fois, aux États-Unis. Nous avons donc le potentiel. Si nous pouvons valoriser notre bitume, au lieu de l'expédier dilué... C'est vrai; si nous le valorisons ici, nous aurons la possibilité de fabriquer des produits pétrochimiques, des produits chimiques.

    Évidemment, ce sont des entreprises très compétitives. De nombreuses entreprises sont très compétitives.

    À quoi ça rime quand on dit que quelqu'un d'autre devrait faire cela? Nous lui donnerons la matière première et il le fera pour nous? Eh bien, nous ne pouvons pas accepter cela. Nous croyons que le Canada devrait être un pays de haute technologique, parvenu à maturité, avec des travailleurs hautement qualifiés, et nous devrions être capables de fabriquer tous ces produits que d'autres fabriquent avec notre matière première.

    Pour revenir à ce que vous avez dit, si cette raffinerie réduit sa production, combien d'emplois seront perdus à Burnaby—Douglas?

    Je n'ai pas ces chiffres, mais nous pouvons vous faire parvenir des données sur les emplois directs, les emplois indirects et les retombées économiques. Mais, vous savez, si vous prenez seulement la proportion...

    Nous avons mené une étude pour Shell, ce qui impliquait 800 emplois directs, en comptant les employés de Shell et les entrepreneurs qui se rendaient au travail tous les jours. C'étaient 800 emplois à temps plein, des emplois qui rapportaient au moins 80 000 $, si l'on inclut les heures supplémentaires, et beaucoup gagnaient plus de 100 000 $. C'était à la raffinerie. Ce n'étaient pas des employés de bureau, ni des gestionnaires, ni des ingénieurs.

    Il y avait 2 400 emplois indirects. De plus, les retombées économiques pour la région de Montréal se chiffraient à 240 millions de dollars par année.

    Alors, 60 000: prenez le tiers de cela et vous avez une bonne idée de ce dont on parle, bien que...

    Oui, monsieur Gravelle.

    Pouvons-nous leur demander de nous faire parvenir les chiffres?

    Bien sûr.

    Nous attendrons donc que l'un de vous deux nous envoie les données.

    M. Claude Gravelle: Merci.

    Le président: Monsieur Daniel, vous avez un maximum de cinq minutes.

    Merci, monsieur le président.

    Je remercie les témoins.

    Je viens du milieu de l'ingénierie et de la technologie, et j'aimerais savoir ce que votre industrie a fait pour changer et améliorer les processus dans vos usines, pour qu'ils soient plus efficients. Vous pouvez voir ce qui se passe dans le secteur de l'informatique et de l'électronique. Sa performance a doublé presque tous les deux ou trois ans.

    Qu'a fait votre industrie sur le plan du raffinage?

    Comme je l'ai dit dans mes remarques, je crois, nous investissons des centaines de millions. Vous pouvez le voir dans les documents publics. C'est écrit dans nos rapports annuels. Dans nos quatre raffineries, nous investissons environ 600 millions de dollars chaque année.

    C'est simplement pour s'assurer que les usines sont bien entretenues, qu'elles sont fiables et sécuritaires. C'est aussi pour nous conformer aux exigences réglementaires, pour continuer de respecter certains de nos engagements environnementaux pour ce qui est de l'efficacité énergétique des sites, et pour respecter les normes à ces endroits.

    Mais les plus gros investissements que nous avons faits — nous en avons fait deux au cours des dernières années, l'un à Edmonton et l'autre à Sarnia, de l'ordre de milliards de dollars — visaient à adapter ces usines pour qu'elles puissent composer avec les changements de qualité du pétrole brut issu des sables bitumineux que l'on trouve ici, au Canada. Ce sont des investissements massifs en métallurgie, en hydrocraquage, pour traiter ce pétrole plus lourd et plus dense de manière à obtenir les mêmes quantités d'essence et de diesel que nous aurions obtenues avec des pétroles plus légers et moins corrosifs.

    Je ne vais pas parler de l'aspect que représentent les sables bitumineux. Je crois que vous êtes, pour la plupart, au courant des progrès technologiques que nous avons réalisés pour ce qui est des produits de queue, etc.

    Si j'ai encore un peu de temps, j'aimerais mentionner l'autre bout du spectre de nos activités, les lubrifiants, puisque nous vendons 350 produits spécialisés. Nous faisons beaucoup de travaux de développement dans ce domaine et nous détenons des brevets sur une variété de produits. Nous vendons nos lubrifiants, qui sont de la plus haute qualité, partout dans le monde, dans 70 pays. Beaucoup de travaux de recherche et de développement ont été menés dans ce secteur afin d'assurer sa compétitivité et même sa croissance, ce qui a donné d'assez bons résultats au cours des dernières années.

    Merci.

    Quelqu'un d'autre?

    Je n'ai pas grand-chose à ajouter, sauf qu'au cours des dernières décennies, on a beaucoup investi dans les raffineries pour se conformer aux exigences de qualité de plus en plus rigoureuses qui sont imposées à l'industrie. Je dirais que l'investissement que les raffineries ont dû faire pour être conformes aux exigences a été effectué au détriment des investissements de croissance.

    Je crois que c'est vraiment là où le bat blesse. Il faut certes continuer d'examiner l'impact de la fabrication et de la consommation des produits du pétrole, mais ces initiatives ont un coût.

    Dans le même ordre d'idée, vous envisagez certainement une baisse de l'utilisation de ces combustibles fossiles à court terme alors que la technologie électrique et d'autres gagnent du terrain dans le secteur de l'automobile, n'est-ce pas?

    Oui. En particulier pour ce qui est de l'essence en Amérique du Nord, on croit généralement que ce sera le cas. À l'échelle mondiale, on prévoit une hausse de la demande pour le pétrole brut, mais il est très important de dire et de comprendre que la capacité de raffinage a toujours été maintenue, pour de bonnes raisons, à proximité de la demande, et non près de l'approvisionnement en matière première.

    En fait, j'aimerais poursuivre dans ce sens. Je crois que nous avons abordé cette question un peu plus tôt.

    C'est plus difficile de transporter des produits raffinés sur de longues distances. La manipulation, les spécifications du produit, les soins à apporter et l'alimentation à mesure que vous avancez dans la chaîne d'approvisionnement sont critiques. Il est beaucoup plus facile de transporter du pétrole brut là où il est requis que de transporter un produit raffiné. C'est pour cette raison que les raffineries sont habituellement construites là où se trouve la demande locale. Vous devez ensuite vous adapter au fur et à mesure, puisque la demande change et la configuration des raffineries change.

    Je crois donc vraiment que la capacité de raffinage sera développée là où l'on en aura besoin. Ce serait très difficile d'essayer de la développer ici puis de transporter cette capacité là où se trouve la demande, et nous ne croyons pas que ce serait très profitable.

    Merci.

    D'accord, monsieur Gargiso, vous pouvez donner une réponse brève.

    À ce sujet, je voudrais simplement ajouter un point.

    Avec Shell, on avait des installations de raffinage. Elles ne sont d'ailleurs pas démantelées, mais sont censées l'être ce printemps. Il y avait aussi une consommation. On était en équilibre. Pourquoi a-t-on permis la fermeture de Shell? Pourquoi a-t-on laissé cette raffinerie fermer ses portes, alors que Valero possédait dans la Baie du Delaware une raffinerie qui était dans la même situation? Valero voulait fermer ses portes, mais le gouvernement est intervenu énergiquement. Il a dit à ces gens que s'ils ne voulaient plus être en affaires, quelqu'un d'autre allait prendre en main le fonctionnement de la raffinerie. Celle-ci a donc été vendue et elle est présentement en activité.

    Je dis qu'on devrait adopter une stratégie en me fondant sur des exemples concrets de ce genre. On a des installations de raffinage, mais on décide de fermer la raffinerie. Par la suite, on fait de grands discours, on dit que l'établissement d'une nouvelle raffinerie coûterait 7 milliards de dollars, et pourtant, on en avait une. Dans le même contexte, soit dans le marché nord-américain, d'autres n'ont pas fermé la leur. Dans ce cas-ci, le dindon de la farce, c'est nous.

    J'ajouterais que...

    Merci, monsieur Daniel.

    Madame Day, vous avez un maximum de cinq minutes.

    Merci, monsieur le président.

    Je vais continuer dans la même veine étant donné qu'il est question d'indicateurs économiques.

    Quand on parle de fermeture d'entreprises, on parle d'une diminution du PIB. Ici, il s'agit d'une diminution de 4 milliards de dollars. Il y a aussi des pertes d'emploi. On en prévoit en effet 38 300 d'ici 2035. Il est aussi question d'une augmentation du chômage et de la demande mondiale qui s'accroît présentement. On parle de profits nets et de recettes fiscales qui diminuent parce que les travailleurs ne paient plus d'impôts. En outre, les entreprises ne paient plus ces redevances. La fermeture d'une entreprise comme la raffinerie Shell, c'est catastrophique.

    En ce qui a trait à la performance environnementale, j'aimerais savoir à quel point les raffineries du Canada sont vertes par rapport à celles de pays comme les États-Unis, l'Inde et la Chine.

    Les produits des raffineries du Canada et, en fait, de l'ensemble de l'Amérique du Nord répondent aux plus hautes normes de qualité dans le monde. Ils sont assurément équivalents à ceux de l'Europe. Les produits vendus dans d'autres pays ne répondent pas nécessairement aux mêmes spécifications pour ce qui est des facteurs que j'ai déjà mentionnés.

    Oui, ce sont des produits de grande qualité, mais j'ajouterais que bien d'autres raffineries, qui connaissent les débouchés potentiels, sont configurées de manière à produire une essence de qualité qui peut être et est parfois vendue en Amérique du Nord également.

    Quelles améliorations pourrait-on apporter présentement à nos raffineries pour les rendre plus concurrentielles au niveau environnemental?

    Monsieur Newman, pourriez-vous répondre à cette question?

    En fait, c'est davantage une question d'ingénierie. Je ne suis pas vraiment au courant de ce que ça prendrait précisément pour améliorer l'efficacité environnementale de nos raffineries. Selon moi, nous devrions certainement appliquer les meilleurs règlements du monde. En outre, si nous importons des produits de pays dont les règlements sont moins rigoureux ou si nous exportons notre pétrole vers ces pays, cela implique qu'à l'échelle mondiale, nous contribuons à une pollution environnementale. Cependant, je ne peux pas répondre précisément à votre question sur les mesures qu'il faudrait prendre.

    Avez-vous des données à ce sujet?

     Monsieur Quinn?

    Vous parlez de performance environnementale. À certains égards, nous répondons à ce qui constituent probablement les meilleures normes du monde. Je parle notamment des émissions produites par les sites: les oxydes d'azote, les oxydes de soufre, les composés organiques volatiles. Ces émissions sont très réglementées, et notre niveau de conformité est très élevé. Des travaux sont en cours avec Environnement Canada pour rehausser davantage les normes sur la qualité des émissions de nos raffineries. Nous travaillons en très étroite collaboration avec Environnement Canada pour mettre en place un cadre qui réponde aux besoins à la fois de l'industrie et des Canadiens.

    L'un des points que j'aimerais soulever ce matin, c'est que nous cherchons une approche flexible qui permettrait de dire: « Voici les normes de qualité de l'air pour ce site; faites en sorte de les respecter. » C'est une approche axée sur les résultats, et non une approche où l'on nous dit exactement comment chaque pièce d'équipement doit fonctionner dans l'usine. Nous préconisons donc une approche où vous nous dites quelle est la qualité de l'air attendue d'une installation et où nous ferons en sorte de répondre à cette norme. Nous déterminerons comment, à l'intérieur de l'usine, nous pouvons y parvenir. Voici le premier point.

    Concernant la qualité de l'air, je crois que nous fonctionnons dans un cadre parmi les meilleurs au monde, sinon le meilleur. Je n'en ai pas la certitude, mais je suis convaincu que le gouvernement canadien cherche à s'assurer que toutes les industries fonctionnent dans ce type de cadre.

    Le deuxième point concerne les gaz à effet de serre. Encore une fois, beaucoup de travaux sont en cours avec les gouvernements à ce sujet, comme vous le savez. Nous aimerions vraiment qu'il y ait un cadre politique au Canada qui ne soit pas un ensemble disparate, variant d'une province à l'autre. En fait, si les efforts de réduction des gas à effet de serre sont plus judicieux à un site particulier, alors redoublons d'efforts à cet endroit sans nécessairement avoir à faire la même chose partout ailleurs. Nous aimerions une politique harmonisée dans ce domaine.

    Les plus gros efforts de réduction de gaz à effet de serre déployés dans nos raffineries visent l'efficacité énergétique, et nous travaillons fort dans ce sens. L'efficacité énergétique est évidemment avantageuse pour nous, et nous y tenons beaucoup.

    Merci, madame Day.

    Nous donnons maintenant la parole à M. Anderson, pour un maximum de cinq minutes.

    Merci, monsieur le président.

    À l'heure actuelle, mon coin de pays est très actif dans le domaine de l'exploration pétrolière, du forage, ce genre de choses. Il y a tellement d'activité, c'est incroyable. On nous dit ce matin qu'il y a un manque de matière première. Vos raffineries connaissent-elles une telle pénurie?

    Je n'en suis pas certain. Je ne crois pas que ce soit le cas dans l'Ouest.

    Nous parlions d'une pénurie de matière première pour les raffineries, et on nous a donné l'impression qu'elle est attribuable au fait que trop de produits sont exportés. Croyez-vous que c'est le cas?

    Non.

    D'accord.

    J'aimerais parler un peu de l'impact de la nouvelle technologie. Dans notre région, nous avions un champ de pétrole qui en était à la fin de sa vie. Puis, on est arrivé avec le forage horizontal, et ce fut la révolution. Je me demande si vous pouvez nous parler un peu de l'impact qu'ont certaines des nouvelles technologies sur le raffinage et ce qui a changé au cours des dernières années. Y a-t-il eu des changements importants?

    Je le répète, je ne vais pas parler de l'aspect de la technologie qui touche à la production de pétrole. Ce n'est vraiment pas mon domaine de compétence. Pour nous qui oeuvrons dans le domaine du raffinage, la technologie a consisté à adapter les usines aux nouveaux types de pétrole brut, aux différents types de pétrole brut. Un investissement énorme est fait dans ce sens. Évidemment, notre secteur d'activité est capitalistique et axé sur la technologie, ce qui est au coeur de ce que nous faisons. Cela change constamment. Nous travaillons en étroite collaboration avec les meilleures entreprises d'ingénierie du monde pour nous assurer d'avoir ce qu'il y a de plus récent et de mieux lorsque nous réinvestissons dans nos installations.

    M. Ervin a parlé brièvement tout à l'heure du coût associé aux changements qui sont imposés. Évidemment, chaque changement réglementaire entraîne des coûts. Nous avons beaucoup parlé du fardeau réglementaire et des structures d'approbation ici et dans le cadre d'une autre étude que nous menons. Je me demande si vous avez des suggestions à faire au comité. Le gouvernement a parlé d'améliorer la structure réglementaire et le processus d'approbation, ce genre de choses.

    Avez-vous des suggestions? Je pose, en fait, la question aux trois témoins qui travaillent dans ce domaine et qui comparaissent devant le comité.

    Nous allons commencer avec M. Ervin.

    À mon avis, une des principales recommandations, c'est l'harmonisation, un mot qui a été prononcé il y a à peine quelques minutes. Quelles que soient les normes de qualité de produit envisagées au Canada, il est très important que nos normes soient harmonisées avec celles des États-Unis. Cette harmonisation a fait défaut notamment en ce qui a trait à la réduction du soufre, ce qui a failli isoler notre marché des États-Unis pendant cette période. Peu importe les normes envisagées, il est très important qu'elles soient adoptées en consultation et en harmonisation avec les États-Unis, en particulier.

    Les témoins entendus l'autre jour voyaient l'Amérique du Nord comme un seul système. Je crois qu'on peut le dire ainsi. Je présume qu'il y aurait quelques divergences d'opinion à ce sujet aujourd'hui.

    Aviez-vous des commentaires concernant les approbations réglementaires?

    Oui, c'est la même chose. J'ai dit que les émissions atmosphériques faisaient partie des discussions qui sont en cours aujourd'hui. S'il vous plaît, dites-nous quel est le résultat souhaité et laissez-nous déterminer la meilleure façon d'atteindre ce résultat.

    L'harmonisation entre les régions est l'autre chose, et ce n'est pas seulement sur le potentiel... Deux provinces ont adopté des politiques ayant trait aux gaz à effet de serre, et ces politiques sont différentes. Nous avons aussi un ensemble disparate de lois sur les ressources renouvelables au pays. On fait de la microgestion avec les combustibles.

    Notre raffinerie d'Edmonton doit maintenant alimenter quatre provinces dans l'Ouest, chacune ayant une norme différente sur les mélanges d'éthanol et de biodiesel. Cela augmente vos coûts de fonctionnement, le nombre de réservoirs que vous devez installer, sans parler de la façon dont vous gérez vos mélanges de base à la raffinerie.

    Nous sommes conscients des problèmes liés aux compétences.

    J'en suis certain.

    Messieurs.

    La raffinerie Irving au Nouveau-Brunswick satisfaisait à des normes plus élevées que celles établies à un moment donné, avant que les autres augmentent. Nous croyons que le Canada devrait satisfaire aux normes les plus élevées possible — en échelonnant le tout sur une période raisonnable pour ne pas perturber l'industrie. Notre objectif devrait être d'avoir les meilleures normes qui soient.

    Les gaz à effet de serre sont aussi un problème, à notre avis. Nous devrions nous doter d'un programme national à cet égard, et non pas avoir des mesures disparates. On devrait exercer un contrôle responsable et rigoureux sur les gaz à effet de serre, de même que sur tous les polluants environnementaux, toxiques et non toxiques, les polluants non toxiques étant principalement les gaz à effet de serre.

    Je crois que nous pouvons très bien satisfaire à tout cela, et je ne vois pas pourquoi nous ne pourrions pas satisfaire à des normes réglementaires élevées.

    Merci, monsieur Anderson.

    C'est maintenant au tour de M. Calkins. Vous avez cinq minutes.

    Merci, monsieur le président.

    C'est agréable de reprendre le micro.

    J'aimerais simplement poser une petite question à M. Newman ou M. Gargiso. Nous parlons de perturbations. Cela s'est produit dans l'Ouest. Je crois que c'est un accident dans une raffinerie en Saskatchewan qui a provoqué une hausse du prix du diesel dans l'Ouest au cours de la dernière année.

    On a parlé de sécurité énergétique, etc. Qu'en coûterait-il pour avoir quelques raffineries de secours, répondant aux normes d'aujourd'hui, qui seraient prêtes à prendre le relais en cas d'accident? Ou pensez-vous que nous devrions imposer qu'un certain nombre de barils de produits raffinés soient gardés en réserve au cas où un accident surviendrait à l'une ou l'autre de nos raffineries, afin d'éviter ce genre de problème?Je sais que les États-Unis se sont dotés d'une politique de ce genre. Quel serait le coût ou l'impact d'avoir des raffineries de secours prêtes à prendre le relais ou d'imposer le maintien de réserves importantes de produits raffinés, afin de nous assurer cette sécurité?

    Monsieur Ervin ou monsieur Quinn — quelqu'un?

    Allez-y, monsieur Ervin.

    Le coût d'une raffinerie de secours serait prohibitif en soi, c'est le moins qu'on puisse dire.

    Mais vous fonctionnez seulement à environ 85 p. 100 de votre capacité à l'heure actuelle. La capacité de raffinage au pays n'est utilisée qu'à environ 85 p. 100 ou 90 p. 100. Est-ce exact?

     J'entends parler constamment de cette question de capacité. Cela ne veut pas nécessairement dire que les raffineries tournent au ralenti. La capacité met en évidence le temps que la raffinerie n'a pas fonctionné. Si une raffinerie pouvait fonctionner tout le temps à 95 p. 100, ce serait merveilleux. La plupart n'y parviennent pas à long terme.

    Lorsque les statistiques révèlent une faible utilisation de la capacité, c'est souvent parce que les raffineries ont connu des problèmes. Ce n'est pas parce que la demande est insuffisante. Nous n'avons pas, habituellement, d'excédent de capacité non utilisé.

    Les raffineries font tout leur argent dans le dernier... choisissez un chiffre. Cela dépend de la raffinerie. Cela dépend de la région. Cela dépend des prix. C'est le dernier 10 p. 100 ou 15 p. 100 de production, peut-être, qui est profitable. Les frais fixes sont élevés, tout comme les coûts d'investissement. Les usines doivent tourner à plein régime pour faire de l'argent. Si elles ont une capacité non utilisée, je peux vous garantir qu'elles ne feront pas d'argent. Elles ne sont pas viables.

    Nos stocks sont un peu plus importants dans l'Ouest à l'heure actuelle. Le problème des réserves stratégiques, qu'il s'agisse de produits raffinés ou bruts, c'est qu'elles se trouvent rarement à l'endroit où survient la pénurie. Nous avons des stratégies en place. Les importations nous aident à maintenir l'équilibre dans une certaine mesure. On peut alors faire varier les sources d'approvisionnement. Par exemple, si un problème survient dans les Prairies, nous augmenterons les importations à Vancouver et dans la vallée du Bas-Fraser, et nous conserverons dans les Prairies les produits qui autrement auraient été acheminés par pipelines vers Vancouver.

    Nous avons des stratégies pour atténuer les risques, mais les marges sont serrées. On peut difficilement faire de l'argent sans utiliser toute la capacité disponible.

    D'accord, très bien

    Monsieur Ervin, j'aimerais parler maintenant d'un sujet que vous avez abordé dans votre exposé, soit la rationalisation de l'industrie. L'un des facteurs à l'origine de cette rationalisation est la réglementation environnementale. Vous avez dit qu'elle était liée en particulier à la hausse progressive des normes de qualité de l'essence, qui visent essentiellement à mieux protéger l'environnement, notamment la réduction du plomb, du benzène, des oléfines, de la pression de vapeur, du soufre, etc. La plupart des Canadiens sont sans doute d'accord avec l'idée que c'était nécessaire. Nous voulons tous vivre dans un environnement sain. Nous ne voulons pas toutes sortes de polluants dans l'air. Nous ne voulons d'oxyde d'azote et de soufre, de composés inorganiques volatils, etc.

    Or, nos amis MM. Newman et Gargiso viennent juste de dire que le Canada devrait toujours s'efforcer d'atteindre les normes les plus élevées qui soient, et peut-être même, comme dans le cas de la raffinerie Irving au Nouveau-Brunswick, de dépasser les normes nationales établies. Chaque fois que nous imposons de nouvelles normes, toutefois, il semble que cela donne lieu à une nouvelle rationalisation de l'industrie et au démantèlement de certaines installations, ce qui provoque des situations de resserrement comme vous venez tout juste d'en parler. Si un accident survient dans un contexte où il y a 40 raffineries par rapport à 15, l'effet n'est pas du tout le même.

    Pensez-vous, monsieur Ervin, monsieur Gargiso, monsieur Newman, monsieur Quinn, ou quiconque voudra bien répondre, que nous avons l'équilibre adéquat à l'heure actuelle? L'industrie est-elle à même de trouver cet équilibre sans trop d'intervention de la part du gouvernement? Le gouvernement devrait-il encore intervenir pour dicter ou prescrire la conduite, essentiellement, d'un secteur tributaire du marché?

    Il reste très peu de temps pour la réponse.

    Monsieur Quinn.

    Je serai très bref.

    Nous ne voulons certainement pas que le gouvernement intervienne davantage. Nous sommes bien organisés. Je vais reprendre les propos de M. Ervin, à savoir qu'il n'y a personne qui gèle dans le noir. Il n'y a pas de pénurie qui force les automobilistes à abandonner leur véhicule le long des routes. Les problèmes sont localisés. Il peut y en avoir à certains endroits et à certains points de vente. Il peut y avoir, bien sûr, des hausses de prix lorsque l'approvisionnement fait défaut à court terme, mais nous avons l'approvisionnement nécessaire et il est disponible.

    Merci, monsieur Calkins.

    C'est maintenant au tour de M. Stewart. Vous avez cinq minutes.

    Je suis un peu consterné d'apprendre que la capacité de production à la raffinerie Chevron, qui est située dans ma circonscription, celle de Burnaby—Douglas, sera réduite. Nous devons aussi envisager sa fermeture. Je vais toutefois laisser ce sujet de côté pour l'instant.

    J'aimerais que nous examinions les mesures prises par le gouvernement américain, afin d'en savoir un peu plus sur les mesures stratégiques qui ont été prises pour moderniser l'industrie du raffinage aux États-Unis. Nous pourrions commencer par écouter les représentants du syndicat. Tout point de vue sur la question serait utile.

    Vous voulez parler précisément des États-Unis. Je ne suis pas trop au courant des mesures qui y ont été prises.

    Est-ce que les autres témoins seraient au courant des mesures prises aux États-Unis?

    Je ne suis pas certain que le gouvernement ait mis en place des initiatives particulières pour moderniser les raffineries. Tout comme au Canada, on pense à limiter encore davantage, par exemple, le soufre dans les carburants. Si c'est le cas, cela entraînera la modernisation, si on veut, des installations, mais le secteur devra aussi investir des sommes colossales pour répondre aux exigences.

    J'ai lu quelque part que les raffineries de la côte du golfe ont été transformées pour pouvoir raffiner du pétrole provenant des sables bitumineux ou du pétrole non conventionnel, mais ce n'est pas nécessairement le cas au Canada. C'est là où je veux en venir. Le gouvernement a-t-il mis place des mesures pour favoriser la transformation des raffineries de la côte du golfe, ou est-ce seulement une initiative privée?

    C'est une initiative privée. Encore une fois, nous avons investi des milliards de dollars à Edmonton et à Sarnia pour pouvoir raffiner du pétrole brut provenant des sables bitumineux, pour traiter ce pétrole à nos installations, et nous avons investi des sommes colossales pour mettre en place des installations de traitement à Fort McMurray pour produire ce type de pétrole brut.

    Le fait est qu'à l'heure actuelle en Amérique du Nord, il y a beaucoup de capacité de traitement.

    Est-ce une décision qui a été prise en raison de la façon dont votre entreprise est structurée? Je ne vous demande pas de parler au nom des autres entreprises, mais est-ce que cela pourrait être la raison pour laquelle elles ne l'ont pas fait? Vous avez de nombreux liens tout au long de la chaîne, alors que des entreprises comme Chevron sont plus autonomes.

    Chacune de nos entreprises est autonome, mais une certaine intégration stratégique est logique. Toutefois, nous procédions déjà à ces investissements dans Petro-Canada à Edmonton avant de procéder à l'intégration complète actuelle de Suncor dans les sables bitumineux.

    Je le répète, c'est un secteur difficile. Il faut décider où investir et où ces investissements seront rentables...

    Aimeriez-vous vous avancer sur les raisons qui ont poussé les autres entreprises à ne pas transformer leurs installations?

    Shell, à Scotford, dans l'Ouest, dispose d'installations de traitement importantes à cet endroit.

    Je ne commenterai pas toutes les autres entreprises, mais je dirais que dans l'Est, l'accès au brut est en partie la raison.

    D'accord.

    Monsieur Gargiso...

    Oui, mais soyez bref. J'oublie toujours que la réunion se termine maintenant 15 minutes plus tôt. La réunion est donc presque terminée.

    Soyez bref, monsieur Gargiso, s'il vous plaît.

    J'aimerais dire rapidement que Shell devait construire une usine de traitement à Sarnia en 2004-2005. L'entreprise a annulé ce projet et elle a fermé sa raffinerie à Montréal et s'est servie de ses autres raffineries pour approvisionner notre marché. C'est là où se trouve le problème.

    Très bien, merci beaucoup.

    Merci, monsieur Stewart.

    Merci à tous de vos questions et réponses aujourd'hui. Je remercie en particulier nos témoins, M. Quinn, de la Suncor Energy; M. Ervin, du Kent Group; ainsi que MM. Gargiso et Newman, du Syndicat canadien des communications, de l'énergie et du papier.

    Merci. La séance est levée.