Délibérations du Comité sénatorial permanent de
l'Énergie, de l'environnement et des ressources naturelles
Fascicule 17 - Témoignages du 10 février 2011
OTTAWA, le mardi 10 février 2011
Le Comité permanent de l'énergie, de l'environnement et des ressources naturelles se réunit aujourd'hui à 8 h 5 pour étudier l'état actuel et futur du secteur de l'énergie du Canada (y compris les énergies de remplacement).
Le sénateur Grant Mitchell (vice-président) occupe le fauteuil.
[Français]
Le vice-président : Bonjour à tous et bienvenue à cette réunion du Comité sénatorial permanent de l'énergie, de l'environnement et des ressources naturelles.
[Traduction]
Je m'appelle Grant Mitchell et je suis le vice-président du comité. Je viens de l'Alberta. Je préside la séance d'aujourd'hui au nom du président qui, malheureusement, ne pourra être parmi nous aujourd'hui. Il s'agit du sénateur David Angus, et sa présence nous manquera.
J'aimerais accueillir tous les honorables sénateurs qui se sont joints à nous aujourd'hui, les membres du public qui sont dans la salle ici ce matin ainsi que ceux qui nous regardent à la télévision. Nous sommes heureux de l'intérêt que vous portez à nos travaux ainsi que de vos contributions et de vos idées. Quand vous aurez un moment, vous pouvez visiter le site web que nous avons mis sur pied pour l'étude que nous menons maintenant dans le cadre d'une étude de deux ans, dont voici l'adresse : www.avenirenergiecanadienne.ca et www.canadianenergyfuture.ca. C'est là que vous pourrez vous informer sur les travaux que nous effectuons. Vous pouvez y suivre les témoins et les débats, lire les transcriptions et vous pouvez y apporter votre contribution, ce que nous apprécierions grandement.
J'aimerais présenter les différentes personnes autour de la table : voici le sénateur Bob Peterson, de la Saskatchewan, et le sénateur Tommy Banks, de l'Alberta. Voici deux membres importants et essentiels de la Bibliothèque du Parlement, Sam Banks et Mark LeBlanc; la greffière du comité, Lynn Gordon, qui administre nos travaux particulièrement bien; le sénateur Richard Neufeld, de la Colombie-Britannique, le sénateur Judith Seidman, du Québec et le sénateur Daniel Lang, du Yukon.
Aujourd'hui, nous poursuivons l'étude à long terme dont je viens de vous parler. Cette étude vise à élaborer une stratégie énergétique pour le Canada. Tant de gens nous ont dit qu'il y a un vide dans ce domaine au Canada, et que nous avons besoin de leadership. Nous espérons que nous pourrons contribuer à mettre en place une partie de ce leadership et, à tout le moins indiquer le chemin à suivre sur la manière d'élaborer une stratégie.
Aujourd'hui, nous sommes heureux d'accueillir Kevin Heffernan à titre de témoin. M. Heffernan est vice-président de la Canadian Society for Unconventional Gas. C'est un géologue qui compte plus de 30 ans d'expérience dans diverses industries de mise en valeur des ressources; il a notamment travaillé à des projets un peu partout au Canada ainsi qu'à l'étranger pour différentes sociétés pétrolières, gazières, de charbon, de pipelines et de consultation. Avant de joindre les rangs de la Canadian Society for Unconventional Gas au milieu de l'année 2008, M. Heffernan a été directeur, Gouvernement et Réglementation, d'une société privée oeuvrant dans la mise en valeur des ressources de gaz non classiques, tels que le méthane de houille, les gaz de formation étanche et les gaz de schiste dans l'Ouest du Canada.
Monsieur Heffernan, nous vous souhaitons la bienvenue et nous vous prions de présenter votre déclaration préliminaire. Ensuite, nous aimerions avoir l'occasion de vous poser des questions et d'entendre vos réponses.
Kevin Heffernan, vice-président, Canadian Society for Unconventional Gas : Je propose de lire mes remarques afin de rester sur la bonne voie et d'éviter de m'égarer. Je vais laisser le président décider. Si les gens souhaitent poser des questions, je me ferai un plaisir d'y répondre. Je serai certes heureux de répondre à toutes vos questions.
La Canadian Society for Unconventional Gas, CSUG, est une association sans but lucratif fondée en 2002. Notre objectif est de favoriser la compréhension des ressources de gaz naturel non classiques — et je vais probablement passer la moitié de mon temps de parole à parler de cela — et de la technologie nécessaire pour la mettre en valeur, auprès de l'industrie, des gouvernements, des organismes de réglementation et du grand public.
Depuis ses débuts, la CSUG a eu des répercussions considérables sur l'évolution de l'industrie des gaz non classiques au Canada. Nous mettons l'accent sur le transfert de la technologie entre les intervenants de l'industrie, du gouvernement et du public, et notre rôle principal consiste à fournir cette information pour favoriser la mise en valeur de la ressource d'une manière qui soit responsable sur les plans environnemental, social et économique.
Comme notre énoncé de mission se trouve sur la diapositive, je ne le lirai pas.
Notre association tire ses origines du Canadian Coalbed Methane Forum, un groupe informel d'entreprises qui avaient pour but commun de faire la promotion de la mise en valeur du gaz naturel provenant du charbon ou du méthane de houille au Canada. Cela remonte au début des années 1990.
En 2002, ce forum a évolué pour devenir la CSUG, et notre mandat s'est élargi pour inclure les gaz de formation étanche, les gaz de schiste et les hydrates de méthane, en plus du méthane de houille. Cette évolution était le résultat de l'intérêt croissant des exploitants, du public, des organismes de réglementation et du gouvernement à l'égard des ressources de gaz naturel non classiques du Canada.
Nous tirons notre financement de l'adhésion de nos membres et de différentes activités techniques que nous organisons au cours de l'année. De temps à autre, nous effectuons un peu de travail de recherche, principalement pour le gouvernement de l'Alberta, recherche qui porte surtout sur les aspects d'intérêt pour l'industrie.
La prochaine diapositive résume les choses dont je vais parler aujourd'hui. Je crois comprendre que, cette semaine, vous avez déjà rencontré quelqu'un qui vous a parlé de fracturation hydraulique. Je pense que ma présentation contient une diapositive qui en parle. Je ne m'étendrai pas sur le sujet, mais je ferai de mon mieux pour vous répondre si vous avez des questions à ce sujet.
J'aimerais pouvoir répondre à certaines des questions que vous posez dans votre rapport. Je vais peut-être devoir me contenter de répéter certaines des questions et de reconnaître l'ampleur du défi qu'il vous faut surmonter.
Commençons par parler des ressources canadiennes en gaz naturel. Le Canada dispose de vastes ressources de gaz naturel. Au cours de la dernière décennie, nos ressources de gaz naturel ont connu une croissance et sont passées de 390 billions de pieds cubes, ou Bpi3, ce qui correspond à environ 70 ans d'approvisionnement, à plus de 700 Bpi3. Ces ressources de gaz naturel incluent les gaz qui se trouvent dans les réservoirs classiques que nous connaissons bien, principalement dans l'Ouest du Canada, ainsi que dans les réserves extracôtières de la côte Est; le gaz du Grand Nord canadien et de ses réserves extracôtières; enfin, le gaz emprisonné dans les réservoirs non classiques, comme les filons de charbon, le grès peu perméable, et les schistes argileux.
L'émergence des ressources de gaz non classiques en tant que partie importante du portefeuille canadien de gaz naturel est le principal changement de la répartition des ressources canadiennes au cours des 10 dernières années. Les gaz non classiques ne sont que du gaz naturel. L'expression « non classique » renvoie aux réservoirs dans lesquels ils se trouvent. Nous avons constaté que cette notion échappe à bien des auditoires.
Par le passé, l'exploitation de ces réservoirs n'était pas rentable en raison des difficultés techniques qui y étaient associées. L'une des principales différences entre les ressources classiques et non classiques est le risque. En général, les réservoirs conventionnels sont plus petits et le risque se pose au moment de l'exploration : la question qu'il faut se poser est la suivante : où est-il? Les réservoirs de ressources non classiques sont vastes et latéralement envahissants. Nous avons une bonne idée de là où ils se trouvent. Le risque se situe au chapitre du défi technique qui consiste à produire des volumes rentables de gaz. La grande question est la suivante : comment aller chercher ce gaz?
Commençons avec les réserves de gaz naturel classiques commercialisables. Selon notre évaluation, les ressources actives de gaz naturel classiques canadiennes se retrouvent principalement dans l'Ouest du Canada. Cependant, on en trouve également dans le Nord, dans les réserves extracôtières de la côte Est et de la côte Ouest, dans une mesure moindre. D'après nos estimations, l'Ouest canadien dispose de 121 Bpi3 de gaz naturel classique. Le Nord du Canada compte 116 Bpi3 et les réserves extracôtières en comptent environ 120.
La plupart de ces chiffres proviennent de travaux effectués par l'Office national de l'énergie et la Commission géologique du Canada. Nous ne sommes pas en désaccord avec ces chiffres; nous n'avons mis à jour qu'un seul d'entre eux.
En ce qui a trait au gaz naturel qui provient de filons de charbon, nous prévoyons que les ressources de gaz naturel commercialisable se situent entre 34 et 129 Bpi3. Tandis que je vous présente ces chiffres, n'oubliez pas que le Canada produit 5,5 Bpi3 de gaz naturel commercialisable par année. Le gaz naturel de charbon n'est que du gaz naturel emmagasiné dans des filons de charbon. Les filons de charbon sont des réservoirs uniques et présentent des difficultés techniques qui leur sont propres. Le gaz naturel provenant de filons de charbon est la même chose que le méthane houiller, ou MH.
La plupart de ces ressources que nous estimons pouvoir récupérer et commercialiser se trouvent en Alberta et en Colombie-Britannique. Le développement de nouvelles technologies nous permet d'envisager un potentiel de croissance considérable. L'écart particulièrement vaste entre 34 et 129 Bpi3 est principalement le reflet des incertitudes relatives à l'accès à la ressource. Nos estimations incluent également 3 ou 4 Bpi3 de gaz naturel en Nouvelle-Écosse.
Toujours selon nos estimations, la ressource commercialisable de gaz de formation étanche s'élève entre 215 et 276 Bpi3 est principalement située en Alberta et en Colombie-Britannique, et il existe une très petite ressource relevée actuellement au Nouveau-Brunswick. Les ressources de la Colombie-Britannique incluent la prolifique formation Montney ainsi que plusieurs autres zones. Bon nombre d'entre vous avez déjà peut-être entendu parler de Montney. Certains en parlent comme d'une ressource de schiste argileux. Cependant, le géologue puriste vous dirait qu'il s'agit d'une ressource hybride, ou d'un mélange de schiste argileux et de grès étanche.
En Alberta, la ressource est dominée par une série de formations de grès étanche dans le bassin enfoui du piedmont de l'Alberta, au nord et à l'ouest de Calgary.
Même si la plupart des ressources de gaz de schiste connues à l'heure actuelle se trouvent dans l'Ouest du Canada, des études sont en cours en Ontario, au Québec et dans les Maritimes pour évaluer des ressources importantes qui pourraient être de taille considérable. Selon notre évaluation, il y aurait des ressources commerciales connues de 128 à 343 Bpi3 de gaz de schiste. En outre, comme les tendances géologiques en matière de gaz de schiste dans maintes régions du Canada sont mal définies ou comprises à l'heure actuelle, nous nous attendons à constater une croissance des ressources à bien des endroits au pays.
En bref, nous estimons que les ressources de gaz naturel, incluant les ressources non conventionnelles, s'élèvent entre 733 et 1 304 Bpi3. C'est beaucoup plus que 100 ans d'approvisionnement en gaz naturel au rythme de production actuelle.
Les ressources classiques de gaz naturel sont en déclin et sont de plus en plus coûteuses à découvrir et à exploiter. Cependant, la technologie a évolué et est en train d'être adaptée aux réservoirs non classiques. Selon nos estimations, plus de 50 p. 100 du potentiel du Canada en ressources de gaz naturel se trouvent dans des réservoirs non conventionnels.
Je vais faire une remarque au sujet des nouvelles possibilités en matière de ressources de gaz non classiques. Bon nombre des possibilités non classiques ne sont pas incluses dans les estimations actuelles. Cela s'explique entre autres en raison du fait qu'il n'y a pas d'évaluation publique de la ressource disponible. C'est le cas de la formation Montney en Alberta, qui n'est en réalité que le prolongement de la formation Montney de la Colombie-Britannique en Alberta. Nous savons qu'il s'agira d'une formation gazière assez prolifique. Elle fait présentement l'objet d'une mise en valeur. De fait, elle est déjà exploitée.
L'autre raison pour laquelle les possibilités ne sont pas incluses, c'est que l'évaluation de l'industrie n'en est qu'à ses débuts. La plaque de schiste argileux Duvernay en Alberta en serait un exemple. Il s'agit d'une vaste plaque de schiste argileux où seulement un ou deux puits ont été mis à l'essai pour la mise en valeur du gaz de schiste.
Cette diapositive vous donne une idée, sur le plan géographique, des possibilités en matière de vastes ressources de gaz non classiques qui n'ont toujours pas été mises à l'essai ni exploitées.
De plus, tandis que l'industrie poursuit son évaluation et sa mise à l'essai des possibilités de ressources qui ont été relevées, nous croyons qu'il y aura une croissance de nos estimations des ressources canadiennes. C'est particulièrement vrai pour la formation Montney en Colombie-Britannique. En tant qu'industrie, nous ne savons pas encore véritablement où sont les limites au nord et à l'ouest de la formation Montney, mais il s'agit d'un champ de gaz naturel de calibre mondial.
Au fil du temps, nous nous attendons également à constater une augmentation considérable du gaz naturel provenant de filons de charbon en Alberta. Nous nous attendons à ce que nos estimations des ressources de cette région augmentent beaucoup. Qui plus est, nous commençons à peine à comprendre et à cerner la formation de schiste argileux Utica au Québec et la formation de schiste argileux Frederick Brook au Nouveau-Brunswick.
La technologie a débloqué le potentiel des gaz classiques, non seulement au Canada, mais également aux États-Unis, et ces derniers ont pris les devants. Nous avons connu une évolution spectaculaire des capacités de forage horizontal grâce au développement d'installations de forage sur mesure et d'autres technologies à l'appui, ce qui a mené à des réductions considérables des coûts de forage.
Le forage de plusieurs puits à partir du même site en surface peut réduire du deux tiers, voire plus, les perturbations cumulées en surface, comparativement aux approches de forage par puits unique. De fait, l'industrie se tourne maintenant vers les puits multiples de forage horizontal forés à partir d'un puits vertical unique, ce qui entraînera également de petites réductions progressives des perturbations à la surface.
L'industrie utilise la fracturation hydraulique depuis 60 ans, et l'évolution des techniques afin de permettre la fracturation étagée, tant dans les puits verticaux qu'horizontaux, a énormément amélioré le rendement de la production. En outre, la surveillance microsismique ainsi que d'autres techniques ont favorisé une meilleure amélioration de la répartition des fractures et de leur comportement.
La formulation de ma diapositive sur la fracturation hydraulique est différente de celle du commentaire, et je vous encourage à lire le commentaire, quand vous en aurez l'occasion.
La fracturation hydraulique est le processus qui consiste à créer des fractures dans les réservoirs en pompant un liquide contenant souvent du sable ou un autre agent de soutènement, dans un trou de forage et dans une formation rocheuse particulière, à un endroit prédéterminé. Le liquide crée des fractures ou élargit celles qui existent déjà, et l'agent de soutènement s'y loge afin de les maintenir ouvertes. La fracturation hydraulique étagée renvoie à l'application répétée de ce processus dans un même puits, qu'il soit vertical ou horizontal. Dans le cas des puits horizontaux, le processus est répété à divers emplacements du même puits. Différents liquides peuvent servir à la fracturation hydraulique, et bien que certaines ne nécessitent pas d'eau, comme la fracturation au propane ou à l'azote; on a fréquemment recours aux méthodes de fracturation à base d'eau.
Au sein de l'industrie, il est largement reconnu que le processus de fracturation hydraulique consomme énormément d'eau; les producteurs et le secteur des services consacrent beaucoup d'énergie à la réduction de cette consommation d'eau, notamment en adoptant des stratégies comme le recyclage et l'utilisation d'eau non potable.
En ce moment, toutes les activités d'évaluation et de mise en valeur des gaz non conventionnels sont assujetties à la réglementation provinciale. Même si la réglementation peut varier d'une province à l'autre, les fonctions principales au plan de la santé, de la sécurité et de la protection environnementale sont toujours visées par les règlements. À certains endroits, la gestion de l'eau préoccupe à juste titre bon nombre de gens, et il est important de reconnaître que, par le truchement de divers ministères de tous les ordres de gouvernement, l'utilisation et l'élimination de l'eau sont réglementées, y compris dans le contexte de la mise en valeur des gaz de schiste.
Il ne fait pas de doute que les activités d'évaluation et de mise en valeur des gaz de schiste suscitent des préoccupations, particulièrement dans les régions qui n'ont que peu, voire pas, d'expérience en matière de mise en valeur du pétrole et du gaz; c'est naturel. Comme pour toute autre industrie, les activités d'évaluation et de mise en valeur peuvent entraîner des perturbations. Le niveau d'activité est particulièrement élevé pendant le forage et la fracturation, mais diminue considérablement quand la production est en marche. On peut établir un parallèle avec la construction d'un centre d'achat : il y a beaucoup de circulation de camions et de montagnes de gravats, mais ils finissent éventuellement par disparaître pour laisser place à autre chose.
La mise en valeur des gaz non classiques entraîne l'activité économique et assure sa croissance. Dans un rapport publié en juillet 2009, le Canadian Energy Research Institute estimait que chaque dollar dépensé en amont par l'industrie pétrolière et gazière produisait un impact de 3 $ sur le produit intérieur brut canadien. La plupart de ces impacts se répercutent localement, là où a lieu l'activité. Que ce soit grâce au développement économique, à l'emploi, aux ventes de propriétés et aux impôts, tous les ordres de gouvernement en profitent, des municipalités au gouvernement fédéral.
Je vais passer quelques minutes pour décrire la prochaine diapositive, étant donné l'importance qu'a aujourd'hui l'approvisionnement en gaz non classiques dans le portefeuille de gaz naturel nord-américain. Il est important de comprendre ce qui nous a menés là, et pourquoi leur mise en valeur est logique.
La mise en valeur des gaz non classiques est dispendieuse. Elle peut être impressionnante sur le plan technique, mais, comparativement aux réservoirs classiques, la ressource de gaz peut être vaste. De manière générale, la mise en valeur est caractérisée par un long délai de mise en marche, au cours duquel on détermine les caractéristiques techniques du réservoir et on peaufine la technologie afin de s'adapter à ses conditions particulières. Au fur et à mesure que l'on relève les défis techniques, les coûts diminuent, et le rendement du réservoir augmente. La mise en valeur commerciale adopte souvent une approche de fabrication afin de réaliser des économies d'échelle ainsi que sur le plan de la logistique.
Cette diapositive provient d'une présentation d'Encana Corporation, et illustre la manière dont les sociétés réussissent à tirer parti de ces investissements longs et dispendieux pendant le délai de mise en marche. Les deux diagrammes du côté gauche de la diapositive montrent les réductions de coûts d'investissement de forage réalisées dans le bassin enfoui, une étendue de grès étanche enfouie en profondeur en Alberta ainsi que des ressources de gaz naturel provenant de filons de charbon.
En ce qui a trait au chiffre associé au gaz naturel provenant de filons de charbon que vous voyez, les économies effectuées au fil du temps ont en réalité été un peu meilleures que ce que le diagramme reflète, parce que la mise en valeur a commencé en 2002 ou 2003. Ce qu'il faut retenir, c'est que, au fur et à mesure que nous comprenons mieux ces étendues, nous réduisons les coûts d'investissement du forage.
Les deux diagrammes du centre illustrent la réduction des coûts de la fracturation hydraulique au fur et à mesure de l'amélioration de la compréhension des caractéristiques des réservoirs et du perfectionnement de la technologie et de la logistique.
Le diagramme supérieur au centre, le Montney, est ce que nous appelons un réservoir de gaz étanche, et le diagramme inférieur est tiré du projet de schiste argileux Horn River, en Colombie-Britannique. En ce qui concerne le Montney, il s'agit probablement d'une réduction de 60 p. 100 des coûts de fracturation au cours des quatre dernières années, et dans le cas de Horn River, la réduction est au moins équivalente. Au fur et à mesure que nous comprenons ces réservoirs, nous arrivons à extraire le gaz naturel du sol d'une manière de plus en plus rentable.
Les deux diagrammes à droite portent également sur le Montney dans le haut, et la Horn River dans le bas, et ils illustrent l'amélioration de la productivité des puits réalisée au cours des périodes correspondantes, en même temps que la réduction des coûts. Ces résultats en matière de coût et de productivité ont lieu dans les projets de mise en valeur des ressources non classiques partout en Amérique du Nord. Ce n'est pas une situation unique au Montney ou à la Horn River ou à l'Ouest du Canada; on la constate partout aux États-Unis, et elle s'applique maintenant à d'autres endroits. Je pense tout particulièrement à l'Australie et à l'Europe.
La prochaine diapositive montre les répercussions que les gaz non classiques peuvent avoir sur l'approvisionnement en gaz naturel. Le diagramme montre la production de gaz de schiste américaine jusqu'à la fin de 2009. Aux États- Unis, qui devancent le Canada de quelques années, comme je l'ai mentionné, les répercussions des gaz de schiste illustrent à eux seuls ce potentiel. Au cours de la dernière décennie, on constate une croissance de la production des gaz de schiste, qui est passée d'environ 200 Gpi3, milliards de pieds carrés, par année, ou 0,2 Bpi3 par année, à environ4,5 Bpi3 par année à la fin de 2009. La croissance et la contribution sont phénoménales.
Fait plus intéressant peut-être, de 2005 à 2010, la production de gaz de schiste provenant de ces sept bassins de schiste argileux a connu une croissance de 0,6 Bpi3 par année à 4,4 Bpi3. La production américaine actuelle de gaz de schiste équivaut à elle seule aux deux tiers de la production totale de gaz naturel canadien en 2009.
Viennent ensuite quelques commentaires sur des considérations stratégiques relativement au gaz naturel qui sont susceptibles d'intéresser votre comité.
La Energy Information Administration des États-Unis, l'EIA, a récemment publié ses prévisions énergétiques annuelles pour 2011. Selon la prévision actuelle, l'EIA entrevoit une croissance continue de la production intérieure de gaz américaine, largement attribuable à la mise en valeur des ressources de gaz naturel non classiques. Vous constaterez que la croissance de la production dépasse de manière considérable la croissance de la demande. Les lignes pointillées illustrent les prévisions de l'EIA d'il y a un an; les lignes pleines illustrent les prévisions actuelles. Selon les deux prévisions, il y aurait des réductions spectaculaires du nombre d'importations. La réduction de la demande américaine établie dans les prévisions de 2011, qui passerait de 11 p. 100 en 2009 à 1 p. 100 en 2035 est particulièrement frappante. Même si une partie de cette réduction des importations américaines sera compensée par une réduction des importations de GNL, gaz naturel liquide, à l'heure actuelle, le GNL ne représente qu'environ 0,5 Bpi3 de l'approvisionnement actuel des États-Unis — et c'est une estimation généreuse. C'est le Canada qui ressentira la plus grande partie des répercussions de la réduction des importations des États-Unis.
Les exportations canadiennes de gaz naturel s'élèvent à environ 2,5 Bpi3 par année, soit la moitié de la production canadienne commercialisable de gaz naturel. L'industrie canadienne du gaz naturel emploie des centaines de Canadiens, partout au pays et tout le long de sa chaîne de valeur, et, par le truchement d'impôts et de redevances, apporte une contribution substantielle au flux de rentrées des gouvernements fédéral et provinciaux ainsi qu'aux municipalités. Une réduction des exportations de gaz naturel à si grande échelle serait ressentie partout au pays.
En avril 2010, l'honorable Jim Prentice a dit que le gaz naturel pourrait servir de carburant de transition. J'irai plus loin en disant que le gaz naturel pourrait être le fondement de la stratégie du Canada en matière d'énergie. Nous disposons de l'équivalent d'un siècle d'approvisionnement; nous avons des ressources partout au pays; nous avons un réseau d'approvisionnement qui relie les principaux centres de demande en énergie; et la robustesse de notre approvisionnement est assurée par notre capacité de stockage, des interconnexions avec les systèmes de pipeline américains ainsi qu'une très grande capacité d'importation des GNL en Amérique du Nord. Notre société est habituée à utiliser le gaz naturel. Je présenterai bientôt des remarques qui vous permettront de constater que la société ne saisit pas véritablement les avantages qu'elle tire du gaz naturel.
Le rapport Attention Canada! pose aux Canadiens différentes questions : qu'est-ce qu'une stratégie? Quels sont les principes de base? Je suis désolé de ne pas pouvoir vous fournir les réponses, mais je vais néanmoins faire des remarques. Nous savons bien où nous aimerions être dans 20, 50 ou 100 ans, et nous savons que, pour y arriver, il nous faut tenir compte des considérations pratiques d'aujourd'hui et de la prochaine décennie. Nous souhaitons réduire les émissions à l'avenir, mais nous sommes aux prises avec d'imposantes infrastructures construites au fil de nombreuses générations. Grâce à elles, nous profitons tous les jours d'avantages que nous tenons pour acquis. Le passage vers un autre paradigme aura des répercussions à la fois positives et négatives sur chacun d'entre nous. À mon avis, une stratégie énergétique durable doit répondre à trois critères. Le premier de ces critères est la durabilité sociale. La stratégie canadienne doit respecter l'intérêt public, mais elle doit également reconnaître la capacité de ce dernier de s'adapter au changement, tant positif que négatif, ou celui qui est à tout le moins perçu négativement. Le deuxième critère est la durabilité environnementale. La réduction des émissions pourrait servir à motiver le changement, mais pour cela il faudra un passage ou un bouleversement de la mise en valeur qui aura des répercussions physiques sur les régions qui seront touchées. L'un des exemples classiques d'un tel bouleversement d'une perspective en amont, c'est la résistance à la mise en valeur des éoliennes dans des régions qui n'ont jamais eu à traiter avec ce type de perturbation en surface. Le troisième critère est la durabilité économique et budgétaire. Une stratégie énergétique durable doit prendre en considération la capacité des personnes, des sociétés et du gouvernement à assumer les coûts du changement. Parmi ces coûts, mentionnons les divers soutiens gouvernementaux qui seront nécessaires, et, éventuellement, les coûts et les répercussions financières associées au fait de mettre de côté tant des ressources que des infrastructures physiques et intellectuelles.
La cible actuelle de réduction des émissions de 17 p. 100 par rapport aux niveaux de 2005 d'ici 2020 doit créer un sentiment d'urgence. Malgré les initiatives fédérales et provinciales en matière de réduction des émissions, il faudra néanmoins prendre des mesures à court terme puisque, sur le plan stratégique, 2020 correspond au moyen terme. Manifestement, pour atteindre ces cibles de réduction des émissions, il faudra apporter des changements, ce qui, comme nous le savons tous, prend du temps. Je vais vous présenter le topo du gaz naturel.
Le gaz naturel peut jouer un rôle clé pour nous aider à atteindre nos cibles de réduction des émissions. Nous en avons, et il est déjà largement utilisé et accepté partout au pays. On comprend bien les comparaisons des émissions par rapport au charbon et au carburant de transport traditionnel. Le gaz naturel offre des possibilités de réduction des émissions à court terme, plus particulièrement dans le domaine des transports et des parcs de véhicules lourds et vient compléter les énergies renouvelables pour nous aider à satisfaire à nos besoins énergétiques.
L'énergie fait fonctionner notre société. Elle est présente dans toutes nos activités. Elle est compliquée. De notre point de vue, les connaissances en matière énergétique ont une incidence sur notre compréhension et notre appréciation de tout ce qui touche l'énergie, qu'il s'agisse d'établir le besoin, où et pourquoi nous mettons en valeur nos ressources de gaz naturel, jusqu'à l'équilibre ou aux compromis et aux conséquences de l'installation de panneaux solaires sur les nouvelles écoles, les hôpitaux, les centres commerciaux ou nos propres résidences. Afin d'acquérir de véritables connaissances en matière d'énergie, il faut de la transparence concernant le coût réel des choix énergétiques ainsi que du besoin inévitable de répondre au critère de la durabilité économique et budgétaire.
Il nous faut mieux comprendre la manière dont circulent les avantages ainsi que les conséquences des choix que nous faisons. En ce qui concerne l'industrie du gaz naturel en amont, nous savons qu'il nous faut mieux communiquer et établir une compréhension entre l'ensemble des intervenants. Il faut démystifier des processus visibles, intrusifs et complexes. Quant aux gouvernements de tous ordres, il faut s'assurer que les avantages et leur transmission sont apparents et bien compris.
Le dialogue sur l'énergie durable est en cours sous la gouverne de votre comité. Les cibles de réduction des émissions pour 2020 nécessitent que l'on accorde une attention immédiate pour surmonter le défi qui consiste à transmettre les connaissances en matière d'énergie afin de favoriser l'élaboration et l'adoption de la stratégie. J'ai maintenant quatre ou cinq remarques clés à faire afin de résumer mon exposé. Le Canada possède de très grandes ressources en gaz naturel qui offrent des possibilités pour de nombreuses provinces. Il s'agit d'un atout stratégique. L'évolution de la technologie a joué un rôle essentiel pour rendre rentable l'exploitation des ressources de gaz naturel non classique, ce qui se constate tant aux États-Unis qu'au Canada. L'industrie canadienne du gaz naturel est confrontée à d'importants défis sur le marché de l'Amérique du Nord, mais elle fournit également l'assise d'une stratégie énergétique durable. Pour moi, une stratégie énergétique durable doit répondre aux critères sociaux, environnementaux et économiques ou budgétaires. Elle doit reconnaître l'urgence de la situation afin d'atteindre les cibles de réduction des émissions et aborder les questions liées aux connaissances en matière d'énergie afin de permettre l'élaboration et la mise en oeuvre d'une stratégie.
Merci de m'avoir écouté.
Le vice-président : Merci. Et surtout, nul besoin de nous remercier de vous avoir écouté, parce que nous avons aimé votre exposé, qui était très intéressant. Avant de passer aux questions, j'aimerais accueillir deux autres sénateurs qui viennent d'arriver : le sénateur Fred Dickson, de la Nouvelle-Écosse, et le sénateur Linda Frum, de l'Ontario.
Le sénateur Lang : Je vous souhaite la bienvenue parmi nous et je vous remercie d'être ici aujourd'hui. J'ai aimé votre exposé réfléchi et bien documenté. Il répond en bonne partie à certaines des questions que nous avons soumises au public dans le cadre de notre quête pour trouver des réponses.
Si vous le permettez, j'aimerais me rapprocher un peu de ce que j'appelle mon chez-moi. Dans votre diapositive sur les ressources de gaz naturel du Canada, vous décrivez des ressources de gaz naturel en Colombie-Britannique, en Alberta, dans les Territoires du Nord-Ouest et dans quelques zones extracôtières. Y a-t-il une raison pour laquelle vous n'avez pas mentionné les ressources de gaz naturel du Yukon qui se trouvent dans le plateau Peel?
M. Heffernan : Le diagramme devrait montrer la plaine Old Crow et le Plateau Peel, et la vallée de la rivière Liard fait partie des chiffres du bassin sédimentaire de l'Ouest du Canada. Elle sans doute petite en raison de la taille de la ressource. Nous savons qu'il y a également du gaz dans la région de la plaine de Old Crow, qui ne figure pas sur la carte.
Le sénateur Lang : Je vous pose la question, parce que je crois qu'il y a de nouveaux renseignements dans cette région. La ressource dans cette région serait considérablement plus importante que ce que l'on avait d'abord cru, même si l'exploration qui a eu lieu jusqu'ici était limitée.
M. Heffernan : Je peux mettre à la disposition des membres du comité des copies d'un rapport que nous avons qui parle du bassin de la Liard. Nous estimons que le bassin de la Liard est l'une des régions où nous nous attendons à constater une croissance considérable.
Le sénateur Lang : En outre, le Yukon envisage le plateau Peel comme une éventuelle solution de rechange.
À partir de là, avant de vous intéresser à la question du gaz naturel non classique et du gaz de schiste, qui, de toute évidence, est la principale préoccupation de l'industrie en ce moment, votre organisme s'était d'abord fixé comme mandat de faire la promotion de la mise en valeur du gaz naturel provenant de filons de charbon au Canada. Manifestement, votre mandat s'est élargi.
Pourriez-vous nous donner un bref aperçu des prévisions en matière de gaz naturel provenant de filons de charbon? Est-ce rentable? Comment cela se compare-t-il au gaz de schiste et à d'autres sources classiques et non classiques de gaz naturel? Envisageons-nous de mettre cette ressource sur la glace en raison du changement spectaculaire du coût du gaz et des coûts associés à l'approvisionnement en gaz?
M. Heffernan : Aujourd'hui, en Alberta, le méthane houiller est particulièrement mis en valeur. On retrouve environ 14 000 puits de production de méthane houiller en Alberta. Les programmes de mise en valeur se poursuivent, et la production s'élève à environ 750 ou 800 millions de pieds cubes par jour.
La production en Colombie-Britannique commence beaucoup plus lentement. Je pense qu'il n'y a qu'un ou deux puits de méthane houiller qui font l'objet d'une évaluation.
La véritable difficulté avec les puits de méthane houiller c'est qu'ils ont tendance à ne pas être aussi prolifiques que les puits de gaz de schiste, et que les coûts ne sont pas différents en dollars par unité d'énergie. À long terme, je crois que cela constituera une partie très importante de la combinaison de l'approvisionnement au Canada. En Alberta, on trouve des filons de charbon en profondeur qui contiennent probablement 500 Bpi3.
Il nous reste encore à surmonter un défi technique pour extraire ce gaz. Ce que les bassins de schiste argileux ont particulièrement mis en lumière, c'est la rapidité avec laquelle il est possible de mettre en valeur les ressources une fois que ces obstacles techniques ont été abattus.
Le sénateur Lang : Cette source prolifique de carburant de gaz de schiste remplace de toute évidence les possibilités d'autres investissements importants et d'autres sources d'énergie. Il appert que, tout d'abord, le Canada devrait étudier ce qui se passe aux États-Unis, soit les exportations que nous y faisons présentement, et les conséquences financières qu'il nous faudra assumer en tant que nation du point de vue des exportations et des mesures de rechange que nous entreprendrons.
Vous pourriez peut-être faire quelques commentaires à ce sujet. Êtes-vous au courant de rapports qui évaluent les conséquences pour le Canada et pour les provinces qui font des exportations?
Deuxièmement, quelles sont les solutions de rechange dont nous disposons en ce qui concerne la vente de ce gaz ou le fait de l'utiliser nous-mêmes comme source d'énergie? Pourriez-vous également nous parler de l'importance d'avoir un port sur la côte Ouest aux fins d'exportation?
M. Heffernan : Je ne suis pas au courant de rapports précis. Cela me paraît être le genre de choses auxquelles Ressources naturelles Canada aurait sans doute réfléchi, mais je ne suis pas au courant de rapports précis qui traitent des conséquences économiques du déclin des importations américaines de gaz naturel canadien.
Selon moi, il est absolument essentiel que nous comprenions cela. À mon avis, c'est un des éléments manquants du casse-tête des connaissances en matière d'énergie, à savoir que de 2 à 2,5 Bpi3 de gaz naturel s'en vont aux États-Unis tous les ans. Si l'on réduit cette quantité de 90 ou 80 p. 100, ou, si l'on présume que l'EIA est vraiment à côté de ses pompes, si on le réduit de la moitié, cela aura des répercussions énormes. Chaque province en ressentira le contrecoup. C'est l'essentiel de mon propos, et c'est pourquoi je l'ai inclus dans ma documentation.
Pour moi, un terminal d'exploitation de gaz naturel sur la côte Ouest est un élément essentiel de la planification à long terme de l'avenir du gaz naturel, dans l'Ouest du Canada en particulier. J'aimerais voir ce projet aller de l'avant. J'aimerais constater l'existence de ce soutien pour ce projet, quelle qu'en soit la source, pour veiller à ce qu'il voie le jour.
Je suis conscient du fait qu'il y a encore beaucoup de problèmes à régler en ce qui a trait aux consultations publiques et aux enjeux de gestion des coûts, mais le projet de terminal d'exploitation Kitimat GNL est très important pour l'industrie, de mon point de vue.
Il y a quelques autres choses importantes qui se produisent, tant du point de vue de l'approvisionnement que du point de vue du marché. Je suis un peu rassuré par le fait que certaines entreprises commencent à envisager la possibilité de procéder à la liquéfaction des gaz dans l'Ouest du Canada. Ce serait un nouveau marché pour le gaz naturel. Nous savons qu'il y a un marché pour les gaz liquides, et qu'il sera là pour de nombreuses décennies.
En contrepartie, des travaux sont en cours pour évaluer de procéder à la gazéification sur place du gaz naturel provenant de filons de charbon, ce qui rendrait davantage de gaz disponible dans l'Ouest du Canada. Les projets pilotes dont je suis au courant portent sur des filons de charbon.
On n'arrête pas le progrès, et, à titre d'industrie, nous sommes à la recherche d'autres marchés vers lesquels nous tourner. D'autres industries sont à la recherche de solutions de rechange pour leur approvisionnement. Ai-je bien répondu à votre question?
Le sénateur Banks : D'habitude, en matière de mise en valeur des ressources, si les prix sont très faibles et que les perspectives du marché affichent une tendance à la baisse, les activités d'exploration, de mise en valeur et même de R-D ralentissent. Pourquoi ne constate-t-on pas cela avec le gaz? Pourquoi les gens investissent-ils d'énormes sommes pour accroître l'approvisionnement alors qu'il y a une baisse de la demande?
M. Heffernan : C'est une excellente question, et les réponses ne sont pas particulièrement évidentes. Je vais vous décrire un enjeu collatéral puis répondre à votre question.
Certains projets de mise en valeur de gaz de schiste aux États-Unis ont été motivés par une exigence selon laquelle il fallait forer un puits et le mettre en production, sinon l'exploitant perdait son bail. C'est une partie de la réponse. L'autre partie de la réponse est la suivante : tant que la technologie est là pour exploiter le gaz de manière rentable, même à des prix faibles, on continuera à l'exploiter.
Le sénateur Banks : Quel est le chiffre magique?
M. Heffernan : Il n'y en a pas. Dans l'Ouest du Canada ou au Canada, la rentabilité dépendra de la proximité du marché, du coût pour extraire le gaz; du taux de production que vous serez en mesure d'atteindre; du prix du gaz; et du taux de change. Du moment que vous arrivez à maintenir un équilibre entre toutes ces pièces, vos activités seront rentables.
Le dernier élément qu'il faut reconnaître, c'est qu'un paquet d'éléments de coût ont été retirés de certains projets de mise en valeur de la ressource dans l'Ouest du Canada. Les coûts sont refilés aux régions qui continuent à être mises en valeur, parce qu'il y a des usines et des pipelines de gaz déjà en place. Dans certains cas, les exploitants sont en mesure de reprendre des baux de superficie existants à partir desquels ils forent des puits supplémentaires.
Ce genre de programmes de mise en valeur affiche une structure de coûts différente de ce que nous associons habituellement au coût d'approvisionnement. La production provenant de zones de mise en valeur s'effectuerait à un coût moins élevé que celui de la production de zones encore inexploitées.
Si j'ai une possibilité de mise en valeur de gaz de schiste et que je peux réaliser le genre de choses illustré dans la série des histogrammes que je vous ai montrés, je serai peut-être capable de rentabiliser cette zone de mise en valeur, même si le prix du gaz est faible. Quand je parlais de la robustesse de l'approvisionnement dans l'une de ces diapositives, c'est quelque chose à ne pas oublier. En Amérique du Nord, pas seulement en Alberta ou en Colombie-Britannique, mais tout particulièrement aux États-Unis, nous avons constaté ce que la technologie permet de faire quand le prix du gaz augmente. C'est une partie importante du message que l'industrie du gaz naturel souhaite transmettre à votre comité.
Le sénateur Banks : Voilà qui est rassurant à long terme, c'est-à-dire que nous n'allons pas geler dans le noir.
Vous avez affirmé qu'il sera possible d'accroître un marché particulièrement important et, en fait, qu'il pourrait être établi si nous commencions à nous servir de gaz naturel liquide, GNL, comme carburant pour les camions lourds. Avant-hier, nous avons rencontré une entreprise de Montréal qui veut faire cela, mais c'est le jeu de la poule et de l'oeuf; les gens veulent se procurer une voiture au GNL, mais il n'y a nulle part pour faire le plein s'ils conduisent de Calgary à Edmonton et veulent rentrer chez eux. Je sais que vous représentez l'amont de l'industrie, mais y a-t-il une partie en aval? Ne serait-il pas avantageux pour vous d'envisager ce type d'intégration verticale et de commencer à y penser? Y pensez-vous?
M. Heffernan : C'est le cas de certains exploitants. Je pense à Encana. L'entreprise a fait beaucoup de travaux sur les véhicules qui roulent au gaz naturel. Certains exploitants au Canada ainsi que certains autres ont converti une partie de leur parc aux véhicules au gaz naturel. Je sais que quelques entreprises de services qui ont un parc de véhicules lourds envisagent ou ont envisagé d'en convertir une partie aux véhicules au gaz naturel comprimé. Cela pose certaines difficultés, parce que, habituellement, les véhicules de ce parc vont dans des régions éloignées où il sera difficile de trouver du gaz naturel, alors il est un peu plus difficile de constater le caractère raisonnable de cette approche.
Le sénateur Banks : La société de transport avec laquelle nous avons parlé, Robert Transport, veut établir ce qui serait, de fait, deux voies bleues, où ses camions de transport lourds qui traversent des zones de circulation importantes auraient accès à du ravitaillement; les représentants envisagent le triangle Calgary-Edmonton-Vancouver et, bien entendu, le corridor Montréal-Ottawa-Toronto-Québec. Est-ce le genre de facteur que vous voyez dans un avenir rapproché, le genre d'infrastructure qui permettra aux camions de transport lourds de se convertir au gaz naturel? Nous déplaçons tant de choses sur des camions dans ce pays, c'est incroyable.
M. Heffernan : Bravo aux gens de Robert Transport. Selon moi, ils sont un leader au Canada et, de fait, ils donnent l'exemple à l'industrie des véhicules lourds.
J'aimerais également encourager votre comité à rencontrer l'Alliance canadienne pour les véhicules au gaz naturel, si ce n'est déjà fait. Si vous le souhaitez, je peux vous donner les coordonnées de personnes-ressources à l'alliance.
Comme vous l'avez fait remarquer à juste titre, la difficulté avec le transport par camions au gaz naturel, c'est le ravitaillement; c'est la raison pour laquelle on met présentement l'accent sur le retour aux parcs de base. Cela pourrait inclure, par exemple, les autobus des systèmes de transport en commun, ou les systèmes municipaux comme la collecte des déchets, parce qu'il serait facile d'installer une station de ravitaillement dédiée à ces parcs.
Selon moi, les corridors sont plus compliqués. Il y a une importante circulation de camions sur la route 2 qui relie Calgary à Edmonton, et il y a des puits de gaz naturel de chaque côté de cette autoroute. Selon moi, ce serait un endroit idéal pour effectuer un projet pilote. Je connais beaucoup moins bien l'infrastructure du Québec et de l'Ontario et le corridor Toronto-Ottawa-Montréal. Je suis d'avis qu'on finira par avoir des véhicules au gaz naturel.
Le sénateur Banks : Qui va s'occuper du ravitaillement? Est-ce que ATCO va s'en occuper?
M. Heffernan : ATCO peut-être, Encana Corporation peut-être, ou peut-être qu'une entreprise de camionnage pourrait décider que ce serait logique pour elle de s'en occuper.
Le sénateur Frum : Aux fins de précision, pourriez-vous expliquer pourquoi on ne peut convertir les stations-service existantes en stations de gaz naturel? Pourquoi ne peut-on le faire?
M. Heffernan : Parfois, c'est une question d'espace. On ne peut pas faire disparaître le côté liquide de ce domaine, parce que, quoi qu'il arrive, au moins 90 p. 100 du parc canadien sur roues fait le plein d'essence ou de diesel. Cela ne va pas disparaître, et donc de nombreuses stations se retrouvent avec ce problème d'espace. Est-il possible d'ajouter la capacité de ravitaillement en gaz naturel dans le même emplacement? C'est ce que je comprends.
Je vous encourage à poser cette question à certaines autres personnes, y compris à Ressources naturelles Canada, qui a fait pas mal de travaux du côté des véhicules au gaz naturel au cours de la dernière année.
Le sénateur Dickson : J'ai une autre question. Quand on parle de véhicule qui fonctionne au gaz naturel et de conversion à cette source d'énergie, qu'est-ce que le gouvernement fédéral pourrait faire pour accélérer le processus? J'imagine qu'il dispose de milliers de véhicules. Que pourrait-il faire?
M. Heffernan : Une excellente question.
Le sénateur Dickson : Quelqu'un a-t-il parlé aux représentants du gouvernement? C'est pourquoi nous sommes ici.
M. Heffernan : Si quelqu'un l'a fait, ce serait sans doute l'Alliance canadienne pour les véhicules au gaz naturel ou encore les gens de l'Initiative canadienne pour le gaz naturel.
Comme je l'ai mentionné, je vous encourage à vous adresser à ces différents organismes. Selon moi, vous posez des questions importantes qu'il vous faut adresser à des gens qui sont plus au fait de la mécanique, et ce serait l'Alliance canadienne pour les véhicules au gaz naturel. Ses représentants seraient heureux de venir vous parler.
Le sénateur Banks : Monsieur Heffernan, je comprends que vous représentez l'amont de l'industrie, les types qui s'occupent du forage et de l'extraction du gaz. Ne serait-il pas directement avantageux pour vos membres de faire tout ce qu'ils peuvent pour que cette infrastructure soit mise en place afin de créer un nouveau marché pour votre produit? Y a-t- il quelqu'un de votre côté qui envisage de cajoler quelqu'un, de faire des investissements ou encore d'établir des partenariats avec qui il le faudra afin d'accéder à ce qui serait sûrement un immense marché en pleine croissance? Si ma voiture pouvait effectivement brûler du GNL, mon moteur durerait beaucoup plus longtemps.
M. Heffernan : Pour répondre brièvement à votre question : oui. De fait, d'après ce que je comprends, il y a une ou deux importantes entreprises en amont qui envisagent cette possibilité.
Le sénateur Neufeld : Merci de votre présentation. Pour poursuivre la question du sénateur Banks sur le mode d'utilisation, le fait de se tourner vers le gaz naturel, je suis un grand partisan du grand naturel parce que je sais à quel point nous en avons et parce que c'est une énergie tellement plus propre. Bien entendu, nous avons entendu des versions un peu différentes au Québec, mais c'est plus propre que le carburant diesel que nous employons maintenant.
D'après ce que je comprends, les itinéraires qui relient Vancouver, Calgary et Edmonton sont en place. Le nombre de stations fonctionnelles n'est pas énorme, mais il y en a suffisamment pour que les véhicules lourds s'en servent, ce qu'ils font depuis un petit bout de temps. Westport Innovations, de Vancouver, est l'entreprise qui est allée de l'avant pour mettre en place la technologie qui permet aux camions lourds au diesel de brûler du gaz naturel, et c'est exactement ce que Robert Transport utilise. Quand M. Robert a comparu, c'est ce qu'il nous a dit. Il nous a dit que cela se passe dans l'Ouest canadien, mais que lui-même n'arrive pas à faire son chemin dans le dédale de règlements fédéraux, provinciaux et municipaux qui sont en place au Québec. C'était là sa difficulté.
J'ai trouvé incroyable d'apprendre qu'il a déjà commandé plus de 100 camions qui seront livrés au cours des trois prochaines années, et qu'il doit encore se dépêtrer aux échelons municipal, provincial et fédéral pour mettre en place ces stations de ravitaillement de GNL.
C'est un peu plus difficile que de simplement s'asseoir à une station d'essence. Ça fait longtemps que nous avons ces stations, et les gens y sont habitués. Ce à quoi ils ne sont pas habitués, c'est à la présence d'usines de GNL. Elles sont très froides. Elles doivent réduire la température du gaz à 260 degrés Fahrenheit pour le liquéfier. Toutes ces choses doivent être prises en considération. M. Robert mérite nos félicitations et notre respect parce que je crois qu'il fait la bonne chose. Nous le faisons déjà sur la côte Ouest, et il essaie de le faire là-bas. Au fil du temps, ces liens seront établis, par le truchement d'un processus quelconque. Je pense que le gouvernement fédéral a un rôle à jouer dans la manière dont nous le faisons effectivement, grâce à des règlements et en facilitant les choses pour permettre aux gens d'y arriver.
Dans votre exposé, je vois deux endroits. Vous mentionnez le bassin de la rivière Horn. Je connais très bien le bassin de la rivière Horn et le Montney. Le bassin de la rivière Horn est jusqu'ici le plus important bassin de gaz en production au Canada. On estime que le bassin de la Horn et l'enfoncement Cordova contiennent 500 billions de pieds cubes. L'autre jour, l'Office national de l'énergie a approuvé un pipeline de 650 millions de dollars et de 36 pouces de diamètre à la seule fin de déplacer le gaz extrait du bassin de la Horn. Presque tout ce gaz sera traité dans l'usine de Spectra à Fort Nelson, dont la taille sera doublée. Une bonne partie de cela est déjà en cours. Un consortium de sociétés, notamment Apache et Encana, a acheté l'installation de GNL à Kitimat, et a même acheté le pipeline de PNG qui relie Prince George à Kitimat pour déplacer ce gaz.
Je suis partisan de ce projet, et l'appuie avec force. Je sais que les statistiques que vous nous présentez devraient tous nous étonner, mais le marché asiatique constitue une incroyable occasion pour le GNL. Êtes-vous d'accord avec moi?
Est-ce quelque chose que vous étudiez? J'aimerais simplement savoir ce que vous en pensez?
M. Heffernan : Je suis d'accord avec vous. Je pense que l'exportation de gaz naturel à partir de la côte Ouest peut devenir un élément particulièrement essentiel de l'avenir de l'industrie du gaz naturel.
Nous suivons le déroulement de la situation en ce qui a trait à Kitimat. Disons que nous ne participons pas à ce dialogue. Elle touche les producteurs eux-mêmes, et peut-être la Canadian Association of Petroleum Producers — la CAPP. Disons que nous sommes des observateurs et que, à tout le moins sur le plan philosophique, nous l'appuyons. Il s'agit d'un élément important de l'avenir du gaz naturel.
Le sénateur Neufeld : De plus, dans votre exposé, vous parlez du fait que vous vous attendez à constater une éventuelle croissance, et vous mentionnez les schistes argileux de Montney, Utica et Frederick Brook au Québec et au Nouveau-Brunswick. Nous comprenons qu'il y a 30 puits forés au Québec, et qu'ils servent strictement à explorer et à voir ce qui se cache là. Ce ne sont pas des puits de production, et ils ne le deviendront pas non plus; ce ne sont que des puits d'exploration. Il n'y a toujours rien au Nouveau-Brunswick.
Cela soulève une opposition importante, et je peux le comprendre, parce que j'étais en Colombie-Britannique pour tenter de lancer le méthane houiller. Soit dit en passant, il y a plus de trois puits qui sont à l'essai. Il y a tout un champ commercial, et il y est depuis bon nombre d'années, et il y en a de nombreux autres qui sont mis à l'essai. Je voudrais que cela soit versé au compte rendu. Je crois que vous serez d'accord avec moi?
M. Heffernan : En effet. Dans l'un de ces champs, les puits ont récemment été fermés.
Le sénateur Neufeld : Votre organisme joue-t-il un rôle? Participez-vous à ce qui se passe au Québec, afin de transmettre le message de ce qui peut être fait, de ce qui devrait être fait et de la manière dont cela devrait être fait? Vous êtes forts de beaucoup de technologies et d'expérience. Et que faites-vous au Nouveau-Brunswick? Participez- vous à ce qui se passe dans l'une ou l'autre de ces régions, et devriez-vous le faire?
M. Heffernan : Nous croyons que ce devrait être le cas. L'organisation que je représente est une petite organisation, en ce sens qu'elle compte peu d'employés. Aucun membre de l'organisation ne parle français. Cela pose quelques difficultés pour nous.
Nous avons transmis aux exploitants et au gouvernement du Québec des produits de communication concernant l'exploitation du gaz de schiste. Nous entretenons un dialogue assez constant avec les exploitants et le gouvernement du Québec. Nous n'avons pas commencé à prendre des mesures particulièrement vigoureuses à ce chapitre. Je peux vous dire qu'à chaque réunion de notre conseil d'administration, nous semblons avoir une discussion à ce sujet.
Nous avons été beaucoup plus actifs au Nouveau-Brunswick. En fait, le 29 janvier, j'ai participé à une journée portes ouvertes à Sussex. Durant cette activité fort courue, qui s'adressait aux membres de la communauté, j'ai répondu aux questions des personnes présentes et, dans la mesure du possible, leur ai fourni de l'information. Pendant cette séance, nous avons fourni tout un lot de documents à la communauté.
Le sénateur Neufeld : Est-ce que Apache, qui a été très active au Nouveau-Brunswick, fait partie de votre conseil d'administration? Est-ce que Questerre fait partie de votre conseil?
M. Heffernan : Un représentant d'Apache a déjà fait partie de notre conseil dans le passé, mais ce n'est pas le cas à ce moment-ci. Questerre n'est pas représentée au sein de notre conseil, mais les deux entreprises sont membres de notre organisation.
Le sénateur Neufeld : Les deux entreprises sont membres. Je pense qu'il sera plus facile de convaincre le public des mérites du gaz de schiste que de ceux du méthane houiller. Je sais qu'il y a de nombreux puits en Alberta. J'ai suivi ça de près. On a connu beaucoup d'ennuis là-bas aussi, car les puits sont peu profonds, et il faut retirer l'eau. Il s'agit d'un problème beaucoup plus important, même si l'on utilise d'importantes quantités d'eau pour effectuer la fracturation et extraire le gaz de schiste, mais il s'agit de deux choses distinctes. Êtes-vous d'accord avec moi pour dire qu'il est probablement plus facile de convaincre le public des mérites du gaz de schiste que de ceux du méthane houiller si vous deviez découvrir que le fleuve Saint-Laurent, au Québec, recèle du méthane de houille, croyez-vous qu'il serait plus facile de convaincre le public de l'opportunité d'exploiter cette ressource?
M. Heffernan : Il s'agit d'une hypothèse, mais je crois que vous avez raison — il serait probablement plus facile de faire passer le message en ce qui concerne le gaz de schiste.
Le sénateur Neufeld : Merci.
Le vice-président : Chaque sénateur prend en moyenne 10 minutes environ. Vu le nombre de sénateurs ici présents, si nous poursuivons à cette allure, nous irons bien au-delà de la limite de 10 heures.
Le sénateur Peterson : J'aimerais formuler des observations sur deux points que vous avez soulevés durant votre exposé. Premièrement, l'adhésion du public. Tout le monde craint l'inconnu, et cela est particulièrement vrai au Québec, où l'on s'oppose au gaz de schiste, alors que, comme on dit, il y a six mois, personne n'en avait jamais entendu parler, alors que maintenant, on veut l'exploiter.
Qui devrait faire campagne en faveur du gaz de schiste, et comment devrait-il s'y prendre? Cette tâche devrait-elle incomber à la fois aux gouvernements, qui sont propriétaires des ressources et qui touchent d'importantes redevances de son exploitation, et aux producteurs qui veulent extraire cette ressource? À qui devrait incomber la responsabilité d'entreprendre un dialogue avec les personnes concernées, dans le cadre d'assemblées publiques ou par quelque autre moyen que ce soit, pour les informer?
Deuxièmement, vous avez parlé du fait d'atteindre, d'ici 2020, les cibles en matière de réduction des émissions de gaz à effet de serre, et du fait qu'une bonne partie de la solution était liée à la réduction des émissions dans le secteur des transports. Toutefois, comme les sénateurs Banks et Neufeld l'ont mentionné, nous avons rencontré des représentants de Robert Transport, entreprise qui mène littéralement un combat à elle seule sur cette question. Pourquoi cette entreprise n'a-t-elle pas de champions? Votre organisation pourrait-elle faire office de champion pour cette entreprise? Pourquoi Environnement Canada n'agit-il pas à titre de champion pour les entreprises qui doivent composer avec cela?
Ainsi, cette entreprise tente à elle seule de contribuer à la sauvegarde de la planète. Je ne comprends pas cela. J'aimerais entendre ce que vous avez à dire là-dessus.
M. Heffernan : Comme je l'ai dit, Robert Trucking est un chef de file au Canada. Je crois franchement que nous devrions tous être très fiers de ce que fait cette entreprise et des mesures qu'elle prend. En Colombie-Britannique, Westport Innovations, entreprise du secteur de la technologie, est un chef de file reconnu à l'échelle mondiale. À mon avis, cette entreprise connaît davantage de succès à l'étranger qu'au Canada.
Je ne pense pas que Robert Trucking fasse cavalier seul, même si je suis également certain que les membres de cette entreprise ont l'impression que c'est le cas. En amont, je me suis retrouvé dans des situations semblables. L'Alliance canadienne de véhicules au gaz naturel a mené beaucoup d'analyses et de travaux, et tente assez régulièrement d'agir à titre de champion ici même, à Ottawa, auprès de personnes d'un certain nombre de ministères.
L'automne dernier, Ressources naturelles Canada, RNCan, a parachevé le Plan d'action pour le déploiement de l'utilisation du gaz naturel dans le secteur du transport. L'Alliance canadienne de véhicules au gaz naturel a participé à ce processus, de même, bien sûr, que RNCan. Un certain nombre de provinces ont également contribué à cela, de même que l'Association canadienne des producteurs pétroliers.
Ce projet est en cours depuis un bon moment déjà. Nous aimerions que cela progresse, et, en fait, nous souhaitons que le gouvernement formule quelques observations à ce sujet au cours des semaines à venir. En outre, je vous encourage à vous entretenir avec les employés de RNCan qui ont participé à ce projet.
Vous m'avez posé de bonnes questions. Oui, il faut que les choses bougent davantage. Je pense qu'il est possible que le gouvernement fédéral agisse à titre de chef de file, et des premiers pas ont été faits à cet égard.
Le sénateur Peterson : Un autre exemple nous a été donné par Transports Canada, qui, au moment d'acquérir ses camions, a affirmé qu'il devait les acheter aux États-Unis parce qu'ils devaient répondre aux normes de l'EPA, l'Environmental Protection Agency. N'est-ce pas un départ merveilleux? Il n'est guère étonnant que nous éprouvions des difficultés à ce chapitre.
M. Heffernan : Je ne peux pas formuler de commentaires là-dessus.
Le sénateur Seidman : Merci de l'exposé intéressant que vous nous avez présenté ce matin.
Vu la prévision stupéfiante que vous nous avez présentée en ce qui a trait à la réduction des importations par les États- Unis, avez-vous demandé au gouvernement fédéral d'examiner ou d'étudier les répercussions économiques que cela pourrait entraîner?
M. Heffernan : Nous ne l'avons pas fait. Je crois comprendre que ce rapport a été publié en décembre. En fait, ce n'est que la semaine dernière que j'en ai pris connaissance, et j'ai estimé que cela était très important. C'est la raison pour laquelle j'ai mentionné cela durant mon exposé. À présent, je me pose peut-être des questions.
Le sénateur Seidman : D'accord. Vous dites qu'il s'agit d'un rapport récent?
M. Heffernan : Il s'agit des plus récentes prévisions de la U.S. Energy Information Administration.
Le sénateur Seidman : C'est une bonne chose que nous disposions de ces renseignements.
Après cette brève question, j'aimerais revenir, si vous le permettez, sur votre énoncé de mission, et tenter de comprendre un peu mieux ce que vous faites.
Durant votre introduction générale, vous avez dit que votre organisation s'était concentrée à accroître les connaissances en ce qui concerne les ressources gazières non conventionnelles et la technologie servant à l'exploitation de ces ressources. Vous avez ensuite mentionné que vous aviez mis fortement l'accent sur le transfert de technologies entre l'industrie, le gouvernement et les intervenants du public. Votre principal rôle consiste à fournir l'information permettant l'exploitation de la ressource.
Je vous saurais gré de nous fournir quelques explications supplémentaires à ce sujet.
M. Heffernan : Bien sûr. À la base, notre spécialité est la technologie en amont. Lorsque l'exploitation du méthane houiller a débuté en Alberta, l'industrie s'est heurtée à quelques difficultés en ce qui a trait au fait de comprendre ce que cela signifierait, et, dans les faits, les organismes de réglementation et le gouvernement de l'Alberta se sont butés aux mêmes difficultés, qui étaient de nature publique et qui concernaient la compréhension de l'exploitation de la ressource, les répercussions de cette exploitation au chapitre de la réglementation, ce genre de choses.
En Alberta, les médias diffusaient à très grande échelle des reportages sur la destruction du paysage et des collectivités qui découleraient, pour un certain nombre de raisons, de l'exploitation du méthane houiller. Nous avons examiné attentivement les articles qui paraissaient dans les journaux, et nous avons estimé que ce que l'on racontait était tout simplement faux. Dans les faits, cela était tout simplement inexact. Les choses que l'on disait au public à propos de ce qui allait se passer ne pouvaient pas, en fait, se produire. En raison de la réglementation, il était pratiquement impossible que ces choses se produisent.
Cela se passait en 2002 ou en 2003 environ, et, à ce moment-là, nous avons commencé à mettre beaucoup plus l'accent sur le fait de tenter d'aider le public à comprendre la technologie et la réglementation en vigueur. Nous avons obtenu quelques bons résultats, et nous avons poursuivi nos activités de sensibilisation dans les secteurs où, à notre avis, nous pouvions aider les organismes de réglementation de l'État ou le public à acquérir une meilleure compréhension.
En ce qui a trait à la technologie de l'industrie, les activités qui sont importantes au chapitre du financement portent le plus souvent sur le développement de la technologie de pointe.
Le sénateur Seidman : J'aimerais que l'on s'arrête un instant là-dessus, car la technologie est un sujet qui, bien entendu, surgit souvent durant les discussions comme celles que nous sommes en train d'avoir. J'aimerais poursuivre dans le même ordre d'idée que deux ou trois de mes collègues ici présents qui ont posé des questions portant spécifiquement sur le Québec et peut-être, la mauvaise publicité entourant les fuites récentes. Vous avez utilisé les mots « risques », « peur » et « communications ». Il est possible que beaucoup de craintes qui ont été exprimées ne soient pas fondées. Il me semble que, d'après la description que j'ai sous les yeux, votre organisation a vu le jour en raison de ces craintes.
Nous avons beaucoup entendu parler du fait que, dans le secteur de la technologie, la recherche et le développement étaient axés sur l'exploration et l'extraction du gaz, plus précisément du gaz de schiste. Nous avons entendu la même chose de membres de l'industrie pétrolière, et nous avons vu des choses déplorables se produire.
Est-ce que vous jouez un rôle en ce qui a trait au fait d'encourager la recherche et le développement dans le secteur des technologies pouvant être utilisées pour faire face aux crises pouvant survenir ou les prévoir? Encouragez-vous, par exemple, le développement de technologies qui pourraient être utilisées pour régler une crise éventuelle?
M. Heffernan : Pas directement, je dois le dire. À titre d'observation primordiale sur certaines choses qui se passent au Québec, où le cadre réglementaire est moins évolué qu'en Alberta et en Colombie-Britannique, je dirai qu'on semble s'attarder aux aspects qui ont connu des ratés, mais j'imagine qu'il est dans la nature humaine d'agir ainsi. D'une façon ou d'une autre, il faut réorienter le dialogue de manière à ce que l'on examine et analyse les aspects qui ont bien fonctionné. Près de chez moi, en Alberta et en Colombie-Britannique, la B.C. Oil and Gas Commission et l'Energy Resources Conservation Board de l'Alberta ont fait de l'excellent boulot. Ces deux organisations se tiennent au courant des tendances en matière de technologie au sein de l'industrie, question qui doit être abordée dans le cadre du dialogue. On ne doit pas se concentrer uniquement sur ce qui s'est produit en Pennsylvanie il y a trois ans.
D'après les renseignements dont je dispose, lesquels ont été présentés au Québec durant les audiences du BAPE, le Bureau d'audiences publiques sur l'environnement, quelques lacunes ont été relevées au chapitre de la surveillance, et il y a peut-être eu des problèmes de dotation en personnel, et plein de choses du genre. En outre, la réglementation en matière de construction était désuète. Ces problèmes ont été réglés. Je pense que, à présent, même en Pennsylvanie, le processus de mise à jour de la réglementation est bien avancé. Cependant, à mon avis, la véritable lacune tient à ce que le dialogue doit porter non seulement sur les leçons que nous pouvons tirer des choses qui se sont mal passées ailleurs, mais également sur les leçons que nous pouvons tirer de ce qui a fonctionné ailleurs. Cet aspect est absent du dialogue sur la réglementation entourant l'exploitation du gaz de schiste.
Le sénateur Seidman : S'agit-il d'un problème de communications? Cela a été mentionné durant les discussions que nous avons eues ici avec d'autres membres de l'industrie. Il semble y avoir de grosses lacunes en ce qui concerne les communications avec le public et l'ensemble de ce dialogue auquel vous faites allusion.
M. Heffernan : Il y a des lacunes à certains endroits. Il faut aussi que le public soit disposé à discuter, et je ne suis pas certain que ce soit toujours le cas, d'après ma propre expérience et les discussions que j'ai eues avec certaines personnes. Je crois que les exploitants au Québec ont tenté d'établir un dialogue. La Quebec Oil and Gas Association — je ne connais pas la dénomination française de cette organisation, que nous appelons la QOGA, et je m'en excuse — a déployé des efforts à cette fin auprès de la population francophone. Cela explique en partie pourquoi nous n'avons pas joué un rôle important à ce chapitre. L'une des choses que je dois faire, c'est d'avoir un entretien avec Lucien Bouchard pour déterminer si nous pouvons fournir de l'aide à quelques égards.
Comme des exploitants ont pu le constater d'assez près, si vous êtes originaire de Calgary et que vous ne parlez pas français, il est très difficile d'être pris au sérieux par qui que ce soit durant une assemblée publique dans une région rurale du Québec.
Le sénateur Seidman : Cela est certain. Nous espérons que cela changera peut-être un peu. Merci.
Le sénateur Frum : Je veux poursuivre dans le même ordre d'idée que le sénateur Seidman, et je vous demande donc de m'excuser si je vous pousse à continuer de parler de la relation canado-américaine dans le secteur de l'énergie. D'une part, vous avez présenté un exposé percutant concernant l'importance du gaz naturel pour ce qui est de la durabilité, de l'autosuffisance et de la protection de l'environnement, mais, d'autre part, lorsque nous envisageons le Canada comme une super puissance énergétique, la question de savoir comment le Canada conservera son rôle de fournisseur d'énergie à l'échelle mondiale soulève quelques préoccupations, car le gaz naturel se trouve en quantités incroyablement abondantes, non seulement en Amérique du Nord, mais également partout dans le monde. Il est possible qu'à peu près tous les pays, y compris ceux d'Asie, soient en mesure de produire chez eux du gaz naturel.
Sur le plan économique, l'identité du Canada est liée à son titre de fournisseur mondial d'énergie — comment concilier le fait que, pour toutes sortes de bonnes raisons, nous souhaitons que notre croissance se poursuive, avec le fait que cela pourrait ne pas se produire?
M. Heffernan : C'est une bonne question. Je ne sais pas si j'ai une réponse à vous donner. Ce que vous venez de dire correspond à une partie du message que je tente de faire passer aujourd'hui, à savoir que le gaz naturel se trouve en quantité abondante aux États-Unis et au Canada, et, depuis peu, à de nombreux autres endroits. De façon globale, il en résulte que le gaz naturel est une source d'énergie extrêmement solide pour le Canada. C'est le message que je veux vous transmettre.
Comme vous l'avez mentionné, certains marchés connaissent une croissance rapide, mais ils découvriront aussi que des possibilités semblables aux nôtres s'offrent à eux. J'aimerais beaucoup que la Chine fasse disparaître ses 700 — peu importe le nombre — centrales thermiques au charbon. Nous devons être réalistes. Vous pourriez avoir l'impression que je tente de dire : « Nous devons être réalistes à propos de cela également. » La Chine ne se débarrassera pas de ses centaines de centrales thermiques au charbon en une décennie ou une génération. Ces centrales sont là pour longtemps.
L'industrie commence à réfléchir à tout cela. L'industrie se penche sur la question des terminaux d'exportation, et commence à se pencher sur celle des installations de conversion de gaz en combustibles liquides. Nous ne chômons pas. Nous reconnaissons que, au cours des 50 dernières années, l'industrie est peut-être devenue trop dépendante des marchés canadien et américain. Je pense que l'industrie va tenter de régler ce problème.
Le sénateur Frum : Merci.
Le sénateur Dickson : Merci beaucoup de votre excellent exposé. J'ai compris le message que vous nous avez transmis aujourd'hui, et je suis certain que les autres sénateurs l'ont également compris. Je suis originaire des Maritimes. Le sénateur Neufeld se concentre sur l'Ouest du pays puisqu'il est originaire de cette région, et, pour ma part, j'ai tendance à me concentrer sur les Maritimes.
Avez-vous présenté un exposé durant la réunion annuelle des premiers ministres des provinces de l'Est du Canada et des gouverneurs des États de la Nouvelle-Angleterre?
M. Heffernan : Nous ne l'avons pas fait, mais nous serions très heureux de le faire.
Le sénateur Dickson : Ce groupe se réunira en Nouvelle-Écosse l'été prochain. Je vous suggère de communiquer avec l'OTANS, l'Offshore/Onshore Technologies Association of Nova Scotia. Je suis certain que le premier ministre de la Nouvelle-Écosse serait intéressé à ce que vous présentiez un exposé durant cette réunion ou devant le Conseil économique des provinces de l'Atlantique. Celui-ci pourrait entrer en contact avec vous pour que cela se produise. De la même façon que les provinces de l'Ouest ont les yeux tournés vers l'Asie, les provinces de l'Est misent sur les États- Unis et sur Irving, comme vous le savez, pour vendre leur électricité, surtout si le projet de Lower Churchill va de l'avant.
Avez-vous eu quelque discussion que ce soit avec Irving? La société possède un énorme parc de camions près de sa raffinerie, entre autres.
M. Heffernan : Nous n'avons pas eu de discussions avec cette société, et nous n'en aurons probablement pas. Je ne peux pas parler au nom de l'Alliance canadienne de véhicules au gaz naturel, mais l'une des questions sur lesquelles s'est penchée cette association industrielle concerne les diverses administrations portuaires des côtes Est et Ouest, car il y a beaucoup de trafic de poids lourds aux environs de ces ports, de même qu'au sein des installations portuaires en tant que telles.
D'après ce que je crois comprendre, cette association a examiné cette question. Je ne cesse de répéter qu'il semble y avoir de l'intérêt — je vous encourage vraiment à vous entretenir avec l'Alliance canadienne de véhicules au gaz naturel.
Le sénateur Dickson : J'ai des questions à poser sur deux autres sujets. Le premier concerne la réglementation et l'uniformité de la réglementation au Canada et aux États-Unis en ce qui concerne le gaz de schiste. Est-ce que les États et les provinces ont fait quoi que ce soit en ce qui concerne l'uniformité de la réglementation? Quelles sont les provinces canadiennes qui disposent actuellement des régimes de réglementation les plus efficaces en ce qui a trait au gaz de schiste?
M. Heffernan : Je dirais l'Alberta et la Colombie-Britannique, grâce au travail effectué par la B.C. Oil and Gas Commission, en Colombie-Britannique et l'Energy Resources Conservation Board, en Alberta.
En ce qui concerne l'uniformité, j'estime que les réglementations sont uniformes sur le plan des principes, ce qui est bien. C'est probablement à ce chapitre que les réglementations doivent être uniformes. Les relations entre les ministères qui régissent les divers aspects de l'industrie varient d'une administration à l'autre, et donc d'une province à l'autre. Je ne suis pas certain qu'il est judicieux de tenter de mettre en place un ensemble uniforme de dispositions réglementaires, ne serait-ce que d'un point de vue administratif. Je crois que, dans une certaine mesure, chaque gouvernement aime avoir l'occasion de déterminer la réglementation qui fonctionnera le mieux sur son propre territoire.
Aux États-Unis, il y a environ 30 États, peut-être plus, qui produisent du gaz naturel. Chaque État dispose de son propre cadre réglementaire, et le degré d'évolution, comme je l'appelle, de ces cadres de réglementation varie d'un État à l'autre. En outre, tout cela est chapeauté par un cadre réglementaire fédéral, qui s'applique sur les terres fédérales.
Tout d'abord, je ne suis pas certain que l'uniformité soit un objectif judicieux. Attardons-nous aux principes fondamentaux en matière de santé, de sécurité et d'environnement, à savoir la protection des eaux souterraines, la protection de la santé et de la sécurité des travailleurs et le respect des propriétaires fonciers et des collectivités des lieux où nous menons nos activités. Faisons en sorte que ces principes figurent dans tous les cadres de réglementation et déterminons comment ces divers éléments cadrent avec la réalité de chaque province. Je crois que nous devons respecter les compétences provinciales.
Dans tous les cas, nous aimerions que les choses soient simplifiées le plus possible, de sorte que nous n'ayons pas à demander des permis à différents ministères pour une seule et même chose. Il s'agit d'un exemple un peu extrême. Je suis certain que l'Association canadienne des producteurs pétroliers, l'Association canadienne de pipelines d'énergie et d'autres organisations vous ont dit la même chose.
Le sénateur Dickson : J'aimerais poursuivre dans la même veine pendant quelques instants. Des dispositions législatives et réglementaires se trouvent sous le régime du principal ensemble de lois. Êtes-vous en train de dire qu'il n'est pas pertinent d'établir un quelconque degré d'uniformité au sein de la législation en tant que telle, même si des réglementations seront créées, et je présume que ce sera le cas? N'y a-t-il donc aucune volonté de faire en sorte que les législations provinciales du Canada soient uniformes? Cela met en évidence l'importance de la question.
M. Heffernan : C'est peut-être ce que je suis en train de dire. Je vais vous donner un exemple évident et classique. En Alberta et en Colombie-Britannique, l'eau produite doit être entreposée profondément dans le sous-sol. Une telle façon de faire est interdite dans les provinces de l'Est. Ainsi, dans les deux cas, l'objectif est de protéger l'environnement, de protéger l'eau de surface et de gérer de façon appropriée l'eau salée produite, mais, à cette fin, les deux approches adoptées sont très différentes, et les lois et les règlements applicables sont très différents.
Il ne s'agit que d'un simple exemple. J'ai beaucoup de difficulté à concevoir comment on pourrait en arriver à une uniformité sur le plan de la réglementation.
Le sénateur Dickson : Tout cela est bon pour les avocats.
Poursuivons quelques instants sur la question de la réglementation. Pour procéder à la fracturation hydraulique, on injecte de l'eau dans le sol. Quels produits chimiques sont utilisés? Vous avez mentionné l'azote, mais je n'ai pas entendu les autres.
M. Heffernan : Divers produits chimiques sont utilisés. Si j'ai mentionné l'azote et le propane, c'est qu'il s'agit de solutions de rechange dans certains environnements géologiques. La fracturation au moyen d'azote ou de propane est une solution de rechange à la fracturation hydraulique.
Le sénateur Dickson : Je crois comprendre que, lorsqu'il était président des États-Unis, George Bush, a fait modifier la réglementation de manière à ce que les exploitants ne soient plus tenus de déclarer à l'EPA les produits chimiques injectés dans le sol aux États-Unis. Est-ce bel et bien le cas?
M. Heffernan : Je ne sais pas ce que M. Bush a fait.
Le sénateur Dickson : C'est ce que j'ai lu dans quelques documents.
M. Heffernan : Je pense que cela relevait de l'EPA, l'Environmental Protection Agency. Grâce au travail effectué par cette organisation — et, par la suite, le New York State Department of Environmental Conservation a fait des travaux qui vont dans le même sens —, le risque que présente la fracturation hydraulique pour les eaux de surface a été écarté.
En ce qui concerne la divulgation des produits ajoutés à l'eau aux fins de la fracturation hydraulique, la réglementation varie selon les États. Il y a une croyance largement répandue selon laquelle les produits chimiques utilisés pour la fracturation ne sont pas divulgués. En fait, beaucoup d'exploitants fournissent cette information — vous pouvez la trouver sur leurs sites web. Plusieurs États exigent à présent la divulgation des produits chimiques ajoutés à l'eau, et ceux-ci sont affichés sur les sites web de ces États.
Les réglementations sont très variables d'un endroit à l'autre.
Le sénateur Dickson : Au Canada, dans l'Ouest, est-ce que des dispositions législatives ou réglementaires obligent les entreprises à déclarer les produits chimiques qu'elles utilisent avant qu'elles entreprennent le forage?
M. Heffernan : Non, elles ne sont pas tenues de le faire.
Le sénateur Dickson : Seriez-vous favorable à ce qu'elles le soient?
M. Heffernan : Je ne pense pas que cela soit nécessaire. Quelques-uns des produits chimiques utilisés sont protégés par contrat. Les fournisseurs peuvent être des entreprises de fracturation ou de production de produits chimiques. La composition de quelques-uns de ces additifs est protégée par contrat.
Vous constaterez que la principale préoccupation tient au mélange utilisé. Il existe de nombreux moyens de découvrir quels sont les 12 ou 15 additifs les plus fréquemment utilisés. Ils peuvent être tous utilisés, mais cela est rare. Habituellement, de 6 à 12 additifs sont utilisés. En effectuant une recherche au moyen de Google, vous découvrirez à quelles autres fins ces additifs sont employés. On les utilise pour fabriquer des choses comme du maquillage, dans des usines de traitement d'eau, ce genre de choses.
Les entreprises de fracturation n'aiment pas parler de la quantité de chaque additif qu'elles utilisent parce qu'elles estiment que leur mélange particulier leur procure un avantage concurrentiel. Elles ont probablement raison. Après tout, Coca-Cola ne divulgue pas la quantité de chaque ingrédient qui entre dans la composition de la boisson qu'elle fabrique. Pepsi a tenté, au fil des ans, de reproduire la recette. Les ingrédients sont les mêmes, mais le goût est différent, comme le « Défi Pepsi » l'a démontré à de nombreuses reprises.
La même chose vaut pour les additifs. Je réponds à votre question de façon quelque peu superficielle. Cependant, le fait est que les entreprises de fracturation croient — probablement à juste titre, du moins dans certains cas — que le mélange qu'elles utilisent leur procure un avantage concurrentiel. Par conséquent, il s'agit d'un autre aspect de la question.
Au fil du temps, les gouvernements, les organismes de réglementation, les exploitants et les entreprises de fracturation trouveront un moyen de régler toute cette question de la divulgation. Il s'agit d'une question importante pour l'industrie. Cependant, il n'est pas aussi simple qu'il y paraît de trouver une solution. Comme c'est le cas de bien des choses, les manchettes de journaux font paraître le problème beaucoup plus simple qu'il ne l'est en réalité.
Le sénateur Dickson : Je vous félicite de votre exposé très efficace. Je suis certain que vous avez respecté la ligne de parti, car en ce qui concerne la non-divulgation pour des raisons de confidentialité ou d'autres raisons, vous avez dit exactement la même chose que l'on dit aux États-Unis.
Le sénateur Neufeld : Par contre, les avocats ne font pas cela.
Le sénateur Dickson : Non, en général, ils ne le font pas, surtout lorsqu'on leur verse des honoraires élevés.
M. Heffernan : Pour faire suite à votre commentaire, je vous signale que Blake, Cassels & Graydon, un cabinet d'avocats national, a publié récemment une étude, une sorte de comparaison entre les diverses réglementations en vigueur partout au Canada. Dans les deux ou trois dernières pages, il est question des tendances ou de l'orientation en matière de réglementation. Les auteurs attirent l'attention sur la question de la divulgation, et de quelques-unes des complications de nature contractuelle qui doivent être réglées. Si l'on doit en arriver à une réglementation exigeant une divulgation complète, il faudra revenir quelque peu en arrière pour régler quelques-uns de ces problèmes d'ordre contractuel.
Le sénateur Lang : J'aimerais passer à une autre question. Il s'agit d'une question qui est souvent revenue sur le tapis durant les audiences du comité, à savoir celle des organismes de réglementation du fédéral, des provinces et des territoires en matière d'évaluation environnementale, et des exigences que doivent respecter les promoteurs lorsqu'elles se présentent devant ces divers organismes.
Avez-vous des commentaires à formuler quant au fait que, dans la plupart des cas, les promoteurs doivent être entendus en audience par un organisme de réglementation fédéral, de même que par un organisme de réglementation provincial? Comme la plupart des témoins que nous avons entendus nous l'ont dit, cela occasionne beaucoup de chevauchements, et il en résulte que les promoteurs doivent investir beaucoup de temps et d'argent afin de respecter toutes les obligations. Dans certains cas, les projets qui sont présentés à ces organismes de réglementation s'assortissent d'un bon nombre de risques.
Croyez-vous qu'il serait préférable pour l'ensemble du processus que les provinces et le fédéral, que les deux échelons administratifs s'entendent et concluent un accord de manière à ce qu'il y en ait non pas deux, mais seulement un?
M. Heffernan : Vous parlez des processus de réglementation?
Le sénateur Lang : Oui.
M. Heffernan : J'imagine qu'il existe déjà un certain accord à cet égard.
Le sénateur Lang : Dans une certaine mesure.
M. Heffernan : Il s'agit d'une question à laquelle je n'ai pas beaucoup réfléchi. Je pense que d'autres personnes pourraient probablement vous donner une réponse plus éclairée.
En théorie, la simplicité est une bonne chose — du moins, à mon avis. Par conséquent, les mesures visant à accroître la simplicité ou à réduire la complexité sont de bonnes mesures. Je ne sais pas comment le gouvernement fédéral et les gouvernements provinciaux pourraient s'y prendre pour faire cela.
Je suis un observateur, et je suis au courant du fait que, dans certains cas, il y a quelques problèmes de chevauchement ou de dédoublement. Cependant, c'est tout ce que je peux dire là-dessus. Je connais l'existence du problème, mais je n'ai pas d'opinion à formuler sur le sujet.
Le sénateur Neufeld : En ce qui concerne l'exportation du gaz naturel et les choses du genre, j'estime que, aux fins du compte rendu, il convient de souligner qu'il y a environ trois ans, l'usine de GNL de Kitimat devait importer du gaz naturel, tout comme les usines qui ont déjà été construites sur la côte Est. Elles devaient importer du gaz naturel — cela démontre à quel point les choses changent rapidement à cet égard.
À présent, les entreprises en sont même rendues à se demander ce qu'elles feront avec les usines de la côte Est, car elles devront peut-être songer à l'exportation. La conversion de ces usines pose un énorme problème, mais cela démontre à quel point certaines choses changent rapidement dans ce domaine.
Le sénateur Seidman a soulevé la question des fuites, dont j'ai également entendu parler au Québec. Il était intéressant d'entendre les gens parler de fuites. De nombreuses personnes disent, en cas de catastrophe, et il y en a eu une récemment — on peut aussi songer à celle survenue en Pennsylvanie, dont vous avez parlé —, que nous ne devrions pas utiliser la technologie parce qu'il y a des fuites. Regardez ce qui s'est passé.
Après qu'une panne d'électricité a plongé dans la noirceur l'Ontario, le Québec, l'Est du Canada et la majeure partie de l'Est des États-Unis, et causé d'énormes dommages commerciaux d'une valeur atteignant les milliards de dollars, avons-nous soudainement déclaré que nous ne construirions plus de centrales hydroélectriques ou de lignes de transmission?
J'estime qu'il s'agit d'une bonne analogie, que nous devrions véritablement songer à utiliser lorsque nous nous adressons à la population. Non, nous n'avons pas déclaré cela — le Québec construit davantage de centrales hydroélectriques, et nous en construisons davantage. Au Québec, on évoque toutes sortes de possibilités, comme la construction de lignes de transmission partout en Amérique du Nord pour transporter l'hydroélectricité produite.
Est-ce que tout va pour le mieux? Non. Est-ce que des problèmes surgissent de temps à autre? Assurément, il y en a, mais personne ne se lève le matin en se disant : « Tiens, aujourd'hui, je pense que je vais causer un problème. » Chacun veut agir de la façon la plus sécuritaire et la plus écologique possible, peu importe l'industrie à laquelle il appartient.
M. Heffernan : Je n'aurais pas pu mieux dire.
Le sénateur Neufeld : Le vice-président sera d'accord avec le président pour dire qu'il m'arrive parfois d'en dire un peu trop.
M. Heffernan : Je suis tout à fait d'accord avec vous. Lorsque nous participons à ce genre de discussions, nous perdons de vue l'essentiel et ne mettons plus les choses en contexte.
Le vice-président : J'ai quelques questions à poser. Je vais commencer par une brève anecdote.
Il y a plusieurs années, en Alberta, à l'époque où Ralph Klein était ministre de l'Environnement, et moi, critique en matière d'environnement, nous avions tous les deux participé à un débat, et il m'avait offert, par la suite, de me ramener à l'assemblée législative en voiture. Nous nous entendions très bien à l'extérieur de l'assemblée.
Si je ne m'abuse, sa voiture était une voiture hybride — elle fonctionnait à l'essence et au gaz naturel. Est-ce que cela se peut, ou s'agissait-il de propane? Je pense qu'il s'agissait de gaz naturel, mais, quoi qu'il en soit, j'aimerais savoir s'il est possible qu'une voiture fonctionne à l'essence et au gaz naturel, et, le cas échéant, si l'utilisation de gaz naturel à cette fin faciliterait quelque peu la transition vers des réseaux de poste de ravitaillement en GNL.
M. Heffernan : Je peux vous donner mon avis. Selon moi, il s'agit non pas d'une voiture hybride, mais d'une voiture dotée d'un système de carburation mixte. D'après ce que je crois comprendre, ce type de véhicule, qui fonctionne soit au gaz naturel et au diesel, soit au gaz naturel et à l'essence, est disponible. Je crois que quelques exploitants en amont utilisent ce type de véhicule sur le terrain.
Le vice-président : Cela faciliterait le passage d'une situation où tout fonctionne à l'essence et rien au GNL à une situation où un peu de GNL est utilisé, et à une autre où une quantité suffisante de GNL est utilisée.
M. Heffernan : Là encore, les véhicules légers comme ces camionnettes fonctionnant au gaz ne présentent probablement de l'intérêt, sur le plan du gaz naturel, que lorsqu'ils sont utilisés de façon locale.
Le vice-président : Lorsqu'il est question de ce type de conversion, nous évoquons les camions, mais pourquoi pas les trains, les bateaux ou les avions, par exemple?
M. Heffernan : Je n'en ai aucune idée. Je ne sais pas un avion pourrait transporter la quantité de combustible nécessaire.
Le vice-président : On serait toutefois porté à croire qu'un train et un bateau pourraient certainement le faire.
M. Heffernan : On serait porté à le croire.
Le vice-président : Nous devons nous pencher là-dessus.
Il existe une préoccupation — qui a été soulevée une fois de plus hier soir — selon laquelle les forages effectués pour extraire les gaz de schiste risquaient de contaminer l'eau. On a avancé qu'il y avait une procédure qui pouvait se traduire par la contamination de l'eau. La première, c'est celle qui consiste à passer à travers la surface libre de la nappe phréatique; toutefois, on nous a dit que la technologie semblait en grande mesure de régler ce problème — le tuyau traverse la nappe phréatique, et on y injecte du ciment qui se colle sur ses parois et le rend étanche.
La deuxième procédure, c'est la fracturation — au début de la fracturation, les fissures créées risquent de s'étendre vers le haut, et des éléments pourraient s'écouler dans la surface libre de la nappe phréatique. Est-ce que cela représente un problème? De façon générale, est-ce que les réserves de gaz de schiste se trouvent près de la surface de la nappe?
En outre, même s'il contaminait l'eau, ce gaz n'est-il pas rejeté uniquement lorsque l'on utilise l'eau? Cela constitue non pas tant un problème de contamination de l'eau qu'un problème relatif aux gaz à effet de serre. Dans quelle mesure la fracturation est-elle un problème en ce qui a trait à la surface libre des nappes phréatiques?
M. Heffernan : Dans la plupart des cas, les gaz de schiste sont enfouis profondément. Ils se trouvent loin de l'eau de surface. Au Québec, par exemple, je pense que la plupart des puits artésiens sont probablement d'une profondeur d'environ 50 ou 30 mètres; quant aux gaz de schiste qui sont ou seront extraits, ils sont généralement enfouis à une profondeur allant de 1 000 à 2 500 mètres — cela est donc très profond comparativement à l'eau de surface.
En Alberta, on fracture les filons de charbon. La fracturation est effectuée au moyen d'azote, et cela se déroule assez près de la surface de l'eau. L'Alberta Energy Resources Conservation Board s'est penchée à deux ou trois reprises sur les risques de contamination des aquifères par la fracturation hydraulique — il a mené deux ou trois études, et il en est arrivé à la conclusion que la fracturation hydraulique présentait des risques lorsqu'elle était effectuée en milieu peu profond, mais qu'elle ne présentait aucun risque en milieu très profond.
Pour l'essentiel, la même conclusion a été tirée dans le cadre de la plus récente évaluation exhaustive menée à ce sujet, à savoir l'étude du New York State Department of Environmental Conservation.
Le vice-président : Durant votre exposé, vous avez évoqué de diverses façons les tenants et aboutissants des changements climatiques. À coup sûr, le gaz de schiste est moins polluant que d'autres combustibles, et il est donc prometteur en ce qui a trait à la réduction des gaz à effet de serre. Est-ce que l'organisation ou l'industrie que vous représentez, ou vous-même, êtes favorable à l'idée de tarifer le carbone pour lutter contre les changements climatiques? Le cas échéant, est-ce que vous recommandez l'instauration d'un système de plafond et d'échange ou d'une taxe sur le carbone?
Le sénateur Lang : Ou rien du tout.
M. Heffernan : Tout d'abord, nous n'avons pris aucune position à ce sujet. Cependant, je suis d'avis qu'il sera difficile de provoquer quelques-uns des changements que tout le monde souhaite tant que le carbone ne sera pas tarifé d'une façon ou d'une autre.
Il sera difficile d'établir un prix pour le carbone si l'on se fonde sur l'industrie pétrolière en amont. L'absence de certitude et l'incapacité de quantifier le carbone font en sorte qu'il est difficile d'apporter des changements et de régler la question du prix.
Le vice-président : Vous avez parlé des réserves au Canada, et vous nous avons fourni quelques éclaircissements en ce qui a trait à l'ampleur de la production aux États-Unis. Peut-être que cela m'a échappé, mais j'aimerais que vous m'indiquiez la proportion, au Canada, du gaz naturel produit qui provient du gaz de schiste.
M. Heffernan : Une très petite proportion. Si l'on prend en considération la production dans la formation de Montney — de nombreuses personnes le font, mais ce n'est pas notre cas —, la production de gaz de schiste s'élève probablement à 300 millions de pieds cubes par jour dans le bassin de la rivière Horn. Grâce à ses contacts, le sénateur Neufeld possède peut-être des chiffres plus précis que les miens, mais j'estime que la production dans la formation de Montney s'élève à environ 450 millions de pieds cubes par jour. Au total, on produit approximativement 750 millions de pieds cubes de gaz de schiste par jour, et la production quotidienne totale de gaz au Canada est de 13,5 à 14 Gpi3.
Le sénateur Lang : Je vais poursuivre sur cette lancée parce que je ne possède pas une très bonne connaissance de la technologie et du point où nous en sommes. Le sénateur Neufeld a mentionné le fait que les choses avaient considérablement changé au cours des dernières années — il y a trois ans on s'apprêtait à importer, alors que, à présent, on parle d'exporter. Il s'agit d'un revirement spectaculaire de situation. Vu la technologie dont nous disposons et le point où en sont les relations entre les États-Unis et le Canada, est-ce que ces chiffres et ces prévisions nous permettent d'avoir la certitude que nous pouvons exploiter cette ressource? Est-ce que l'exploitation de cette ressource s'assortit encore de quelques inconnues sur le plan économique? Aux États-Unis, on s'est heurté à des questions de nature environnementale. En fait, l'État de New York a imposé un moratoire sur les nouveaux projets d'exploitation des gaz de schiste. Ce moratoire sera en vigueur jusqu'à ce que l'État ait obtenu des réponses à ses questions.
J'aimerais que l'on m'assure, dans une certaine mesure, que cela est réel et qu'il s'agit de l'orientation que nous pouvons emprunter. S'agit-il d'une situation où, tout à coup, l'avenir ne nous semblera pas particulièrement prometteur?
M. Heffernan : Cela est réel. Les entreprises ont investi des milliards et des milliards de dollars. Elles n'investissent de telles sommes que si les analyses qu'elles ont menées leur indiquent que cela est réel. Tout le monde a un seuil de tolérance. ExxonMobil a dépensé 40 milliards de dollars pour acquérir XTO Energy, un exploitant américain de gaz de schiste. Les entreprises savent probablement ce qu'elles font sur le plan économique et technique. Tous les travaux techniques que j'ai examinés se penchent sur la question des risques technologiques liés à l'exploitation des gaz de schiste. Oui, il existe des problèmes en ce qui concerne la construction des puits et le traitement et la gestion, à la surface, des fluides et des additifs, lesquels peuvent être sous forme solide, sous forme de poudre ou sous d'autres formes. Le risque lié à la fracturation hydraulique en profondeur est négligeable. Du point de vue technique, oui, cela est réel; du point de vue économique, oui, cela est réel.
Le vice-président : Monsieur Heffernan, je vous remercie de votre exposé très édifiant, intéressant et stimulant. Je remercie les sénateurs d'avoir participé à la réunion. J'encourage le public à se rendre sur nos sites web et de prendre part au processus.
(La séance est levée.)