Performance en matière de GES en 2013 - Rapport sur le développement durable 2014 de Suncor

Performance de 2013 en matière de GES - Rapport sur le développement durable 2013 de Suncor

Performance en matière de GES en 2013 - Rapport sur le développement durable 2014 de Suncor

Performance en matière de GES en 2013 - Rapport sur le développement durable 2014 de Suncor

Performance de 2013 en matière de GES

Sur cette page :

Notre Rapport sur le développement durable fournit un compte rendu annuel de nos émissions de gaz à effet de serre (GES), à la fois de manière absolue et au chapitre de l'intensité. Ce dernier paramètre est calculé en fonction de la production annuelle nette totale et du volume d'équivalent dioxyde de carbone (éq. CO2) émis par les installations exploitées par Suncor.

Production

Comme nous l'avons indiqué dans notre Rapport annuel 2013, la production totale en amont s'est chiffrée en moyenne à 562 400 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) en 2013, contre 549 100 bep/j en 2012. La production du secteur Sables pétrolifères (à l'exclusion de Syncrude) a atteint 360 500 barils par jour (b/j) en moyenne en 2013, par rapport à 324 800 b/j en 2012.

Télécharger le Rapport annuel 2013 (PDF 164 p., 3 139 Ko).

Notre secteur Sables pétrolifères a connu une autre année record en 2013, entraînant une augmentation de 11 % de la production annuelle des activités des Sables pétrolifères et une production record du pétrole brut synthétique. Ces résultats ont été atteints malgré un arrêt planifié majeur au cours du deuxième trimestre et des pannes de tiers qui ont affecté les activités des Sables pétrolifères au cours de l’année.

Le quatrième trimestre de 2013 a marqué l’achèvement de l’augmentation graduelle de la production de Firebag, avec des taux de production quotidiens atteignant près de 95 % de la capacité. Cet achèvement de l’augmentation graduelle de la production a contribué à une augmentation de 31 % de la production annuelle à Firebag en 2013, comparativement à 2012. Au cours des trois dernières années, nous avons presque triplé notre production à Firebag. Nous sommes maintenant le plus important exploitant in situ avec une capacité de production de plus de 210 000 b/j provenant de nos activités de Firebag et MacKay River.

Les données sur la production contenues dans notre Rapport annuel ne concernent que les volumes d'amont et incluent notre quote-part nette de la production issue des actifs non exploités ainsi que des actifs exploités. Cette méthode de calcul diffère de celle utilisée dans notre Rapport sur le développement durable, qui contient la totalité de la production des installations d’amont uniquement exploitées de Suncor, et également les volumes d'aval des produits raffinés commercialisables provenant des raffineries et de l’usine des lubrifiants exploités par Suncor. Pour les besoins de notre Rapport sur le développement durable, la production totale en 2013 s'est chiffrée à environ 49,8 millions de mètres cubes contre 49,1 millions de mètres cubes en 2012.

Veuillez noter que la somme des volumes de production aux installations sur une base individuelle ne sera pas égale à la production nette déclarée pour la Société. Les transferts de produits à l'interne et entre les unités commerciales (le flux d'hydrocarbures qui traverse plus d'une installation) sont soustraits du total pour la Société et les unités commerciales afin de donner une production nette, et éviter le comptage double du flux d'hydrocarbures traité à l'interne.

  • Les intensités des installations, sur une base individuelle, sont calculées en fonction de la production nette de l'installation.
  • L’intensité des unités commerciales est calculée en fonction des totaux de la production nette de l'installation moins les transferts au sein de l'unité.
  • L'intensité des émissions de GES pour l'ensemble de la Société est calculée en fonction de la production nette de la Société et ne tient pas compte des transferts entre les unités commerciales.

Émissions absolues globales et intensité des émissions

Les émissions absolues de dioxyde de carbone (CO2) ont atteint 20,6 millions de tonnes en 2013, contre 20,3 millions de tonnes en 2012. Cela représente une augmentation de 1,4 %, ou 0,3 mégatonne, attribuable principalement aux émissions de 1,2 mégatonne de CO2 suite à l'augmentation graduelle de la production des phases 3 et 4 de Firebag, dont la majorité de l’augmentation provenant de la phase 4 de Firebag. Ces résultats ont été partiellement compensés par la vente de la majorité de nos actifs de pétrole et de gaz classiques terrestres à la fin 2013.

En utilisant des protocoles de la Global Reporting Initiative (GRI) acceptés mondialement, l'intensité de nos émissions de GES totales est restée sensiblement la même en 2013 par rapport à 2012 (diminution de 0,1 %). Les augmentations de l’intensité en amont dans à notre installation in situ de MacKay River ont été compensées par les diminutions de l’intensité à notre installation extracôtière Terra Nova, à notre installation in situ de Firebag et à notre usine de base des Sables pétrolifères. En aval, les augmentations de l’intensité à la raffinerie de Montréal, à la raffinerie d’Edmonton, à la raffinerie de Commerce City et à l’usine d’éthanol de St. Clair ont été compensées par les diminutions de l’intensité à la raffinerie de Sarnia et à l’usine de Lubrifiants de Mississauga. La fiabilité améliorée des activités à notre usine de base a également aidé à compenser les augmentations de l’intensité. Ces améliorations ont été réalisées malgré un arrêt planifié pour des travaux de maintenance à l’usine de valorisation et les pannes inattendues chez un fournisseur de carburant tiers.

Pour en apprendre davantage sur les coefficients d’émissions qui ont servi à calculer notre performance de 2013 en matière de GES.

Veuillez prendre note que tous les chiffres indiqués ne concernent que les installations et propriétés exploitées importantes et représentent la totalité des émissions directes et indirectes à ces installations. Les données sont ventilées par participation directe et n'incluent pas les installations non exploitées.

Émissions de GES de Suncor (absolues et intensité)

À l’échelle de Suncor - émissions absolues de gaz à effet de serre, À l’échelle de Suncor – intensité des émissions de gaz à effet de serre

(1) Les estimations sont fondées sur les prévisions de production et les méthodologies actuelles. Les tableaux contiennent des estimations prévisionnelles et les utilisateurs devraient être informés que les émissions et l’intensité d’émissions réelles pourraient s’écarter sensiblement de ces estimations.

(2) Les données de 1990 et 2000 ne comprennent pas les activités de Suncor aux États-Unis, et ne comprennent que les secteurs commerciaux en opération pendant ces années. Ces données ont été fournies à des fins de comparaison historique, conformément aux rapports sur le développement durable précédents.

(3) Les données comprennent les émissions d’équivalent CO2 directes et indirectes, alors que les données indiquées dans les rapports du SGER de l’Alberta et d’autres rapports réglementaires ne représentent que les émissions directes. Aucun crédit n’a été comptabilisé pour la réduction des GES due à la cogénération ou à l’achat de crédit d’émissions. Les émissions de gaz à effet de serre sont calculées au moyen d’une méthodologie propre à chaque installation qui utilise diverses méthodologies de référence qui ont été acceptées par les autorités compétentes auprès desquelles chaque installation est tenue de déclarer ses émissions de GES. Dans le cas où une autorité compétente dispose d’une méthodologie donnée, cette méthodologie a été suivie et s’il n’en existe pas, les méthodes les plus appropriées et les plus précises disponibles sont utilisées pour quantifier chaque source d’émission. Depuis les données de 2013, les potentiels de réchauffement planétaire les plus récents émis par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat dans son quatrième rapport d’évaluation de 2007 ont servis à calculer les équivalents CO2. Les données historiques n’ont pas été mises à jour pour refléter ces changements puisqu’elles n’ont pas une incidence importante sur les émissions à l’échelle de la Société.

(4) Les données et estimations ont changé depuis le rapport de l’an dernier en raison de la modification de la méthodologie concernant les sables pétrolifères pour y inclure la biomasse, de la modification de la méthodologie de calcul des émissions fugitives à partir des données de la chambre fermée dynamique et de la révision des facteurs d’émission et des méthodes de calcul à la demande du ministère de l’Environnement et du développement des ressources durables de l’Alberta. Ces changements sont également conformes à la méthodologie de déclaration prescrite dans le règlement SGER du projet de loi 3 (Alberta). De plus, les données mises à jour des émissions des années précédentes reflètent les changements incluant les émissions d’hydrogène acheté classifié aux installations du secteur Raffinage et commercialisation dans les émissions indirectes de portée 3 plutôt que dans les émissions indirectes de portée 2, et une méthodologie de calcul des émissions indirectes de portée 2 indirecte révisée pour MacKay River.

(5) Les données à partir de 2009 incluent les émissions totales pour l’année de l’ensemble des propriétés exploitées par Petro-Canada acquises lors de la fusion en 2009, même si la fusion n’a été conclue que le 1er août 2009. Il s’agit ainsi de permettre la comparaison avec les années précédentes et futures.
(Pour certaines unités commerciales, les données combinées de Suncor / Petro-Canada sont fournies pour certaines années antérieures à 2009 mais elles ne sont pas reflétées dans les données à l’échelle de Suncor.)

(6) L’intensité des émissions à l’échelle de Suncor est calculée à partir de la production nette, soit la somme de la production nette des installations, moins tous les transferts de produits à l’intérieur des unités commerciales ainsi que d’une unité commerciale à l’autre, pour éviter la double comptabilisation. La somme des intensités des unités commerciales n’est donc pas égale à l’intensité à l’échelle de Suncor.

(7) Les émissions du secteur Raffinage et commercialisation comprennent les émissions liées au pipeline reliant les Sables pétrolifères à la raffinerie d’Edmonton et qui sont incluses dans les données du segment Pipelines du secteur R et C. En 2013, les émissions totales pour cette source étaient de 51 304 tonnes d’équivalent CO2.

Definitions:

Émissions de GES directes : Émissions provenant de sources détenues ou contrôlées par la société déclarante.

Émissions de GES indirectes : Émissions liées à l’énergie qui sont la conséquence des activités de la société déclarante, mais qui proviennent de sources détenues ou contrôlées par une autre société (p. ex., achat d’électricité ou de vapeur).

Émissions absolues (totales) : Émissions totales de GES (somme des émissions directes et indirectes) d’une installation ou d’une société déclarante.

Intensité d’émission : Rapport exprimant les émissions de GES par unité d’activité physique ou de valeur économique (p. ex., dans le présent document, tonnes d’équivalent CO2 émises par unité de volume net traité en mètres cubes).

Consommation totale d’énergie et intensité énergétique

Les émissions de GES sont étroitement liées à la consommation d’énergie dont environ 89 % des émissions de GES directes sont reliées à la consommation d’énergie pour les activités.

Les graphiques suivants sur l’énergie et l’intensité énergétique montrent des tendances similaires sur douze mois aux graphiques des émissions de GES et de l’intensité des émissions de GES ci-dessus. Toutefois, l’une des différences importantes est le traitement de l’énergie générée par rapport à l’énergie électrique.

L’électricité produite par nos installations de cogénération (une technologie hautement efficace utilisée pour générer de l’électricité à partir de ce qui serait autrement de la chaleur perdue) et nos parcs éoliens est vendue aux réseaux électriques provinciaux des régions où nos installations sont situées. Cette électricité, convertie en une quantité équivalente d’énergie, est déduite de notre consommation totale d’énergie puisqu’on la vend comme un produit. Les émissions de GES associées ne sont pas déduites de notre total. Toutefois, en produisant cette électricité plus propre et en la vendant au réseau électrique, nous compensons la production d’électricité à partir de charbon et réduisons les émissions de GES globales à l’échelle de la province.

En apprendre davantage sur la cogénération dans FSP

Veuillez prendre note que tous les chiffres inclus ne concernent que les principales installations et propriétés exploitées. Ils représentent la totalité de la consommation d’énergie directe et indirecte à ces installations. Les données ne sont pas ventilées par participation directe et ne comprennent pas les installations non exploitées.

Suncor – coefficients d’émissions de gaz à effet de serre -intensité énergétique

(1) Les données des Sables pétrolifères en 2008 incluaient les activités de Firebag. Depuis 2009, l'installation Firebag est incluse dans le secteur In Situ.

(2) Les données du secteur In Situ incluent les installations de Firebag et MacKay River.

(3) S’appelait International et extracôtier dans les rapports précédents. Les données historiques antérieures à 2010 incluent les autres actifs internationaux exploités à ce moment-là. Depuis 2010, seules l’énergie utilisée et la production du Terra Nova au large de la côte Est du Canada sont incluses.

(4) Le secteur Raffinage et commercialisation exclut l’énergie utilisée dans les stations situées sur le pipeline reliant les Sables pétrolifères et la raffinerie d’Edmonton pour 2010-2012. L’énergie associée à cette source est incluse dans les données à l’échelle de Suncor pour 2010-2012. En 2013, cette source d’énergie était incluse dans le secteur Raffinage et commercialisation et était aussi indiquée dans les données à l’échelle de Suncor.

(5) Le secteur Énergie renouvelable inclut les données de l’usine d’éthanol de St. Clair pour 2009 à 2013 et les parcs éoliens exploités par Suncor de 2012 et 2013. L’électricité produite et vendue aux réseaux provinciaux par les parcs éoliens exploités est convertie en une somme équivalente en gigajoules (GJ) et déduite du totale de l’énergie, d’où la diminution des intensités pour 2012 et 2013 en raison du démarrage des parcs éoliens exploités par Suncor.

Suncor – coefficients d’émissions de gaz à effet de serre –consommation d’énergie

(1) Les données des Sables pétrolifères en 2008 incluaient les activités de Firebag. Depuis 2009, l'installation Firebag est incluse dans le secteur In Situ.

(2) Les données du secteur In Situ incluent les installations de Firebag et MacKay River.

(3) S’appelait International et extracôtier dans les rapports précédents. Les données historiques antérieures à 2010 incluent les autres actifs internationaux exploités à ce moment-là. Depuis 2010, seules l’énergie utilisée et la production du Terra Nova au large de la côte Est du Canada sont incluses.

(4) L’énergie totale pour le secteur Raffinage et commercialisation (R et C) exclut l’énergie du pipeline reliant les Sables pétrolifères à la raffinerie d’Edmonton pour 2010-2012. L’énergie associée à cette source est incluse dans les données à l’échelle de Suncor pour 2010-2012. L’énergie totale pour cette source en 2012 était d’environ 426 166 GJ.

(5) Le secteur Énergie renouvelable inclut les données de l’usine d’éthanol de St. Clair pour 2009 à 2013 et les parcs éoliens exploités par Suncor de 2012 et 2013. L’électricité produite et vendue aux réseaux provinciaux par les parcs éoliens exploités est convertie en une somme équivalente en gigajoules (GJ) et déduite du totale de l’énergie, d’où la diminution des intensités pour 2012 et 2013 en raison du démarrage des parcs éoliens exploités par Suncor.

Faits saillants des émissions

Les faits saillants et explications qui suivent décrivent les écarts d'émissions les plus remarquables dans certaines de nos activités. Aucun commentaire n'est marqué dans le cas d’émissions relativement inchangées ou stables.

Les totaux et écarts des émissions pour toutes nos installations exploitées sont disponibles à la section données sur la performance du présent rapport.

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Sables pétrolifères

Les émissions absolues de nos activités d'exploitation minière et de valorisation ont diminué de 8,6 % en 2013, comparativement à 2012 en raison des mesures d’émissions fugitives inférieures.

L'intensité des émissions a également diminué de 10,4 % comparativement à la même période. La baisse peut être largement attribuable à une fiabilité accrue. La fiabilité a été améliorée malgré un arrêt planifié pour des travaux de maintenance à l’usine de valorisation et des pannes inattendues chez un fournisseur de carburant tiers. Nous avons également connu une production record pendant cette période.

Suncor, Sables pétrolifères - émissions absolues de gaz à effet de serre, Suncor, Sables pétrolifères – intensité des émissions de gaz à effet de serre

(1) Les estimations sont fondées sur les prévisions de production et les méthodologies actuelles. Les tableaux contiennent des estimations prévisionnelles et les utilisateurs devraient être informés que les émissions et l’intensité d’émissions réelles pourraient s’écarter sensiblement de ces estimations.

(2) Les données comprennent les émissions d’équivalent CO2 directes et indirectes, alors que les données indiquées dans les rapports du SGER de l’Alberta ne représentent que les émissions directes. Aucun crédit n’a été comptabilisé pour la réduction des GES due à la cogénération ou l’achat de crédits compensatoires.

(3) Les données et estimations ont changé depuis le rapport de l’an dernier en raison de la modification de la méthodologie concernant le secteur Sables pétrolifères pour y inclure la biomasse, de la modification de la méthodologie de calcul des émissions fugitives à partir des données de la chambre fermée dynamique en 2012 et de la révision des facteurs d’émission et des méthodes de calcul à la demande du ministère de l’Environnement et du développement des ressources durables de l’Alberta. Ces changements sont également conformes à la méthodologie de déclaration prescrite dans le règlement SGER du projet de loi 3 (Alberta).

(4) Les données environnementales des Sables pétrolifères pour la période de 2005 à 2008 incluent les activités in situ de Firebag, s’il y a lieu, ainsi que nos activités d’exploitation minière et de valorisation. À partir de 2009, le secteur In Situ (Firebag et MacKay River) a commencé à présenter des rapports en tant qu’unité commerciale distincte. Les données depuis 2009 n’incluent que les activités d’exploitation minière, d’extraction, de valorisation et de cogénération de l’usine de base des Sables pétrolifères et les activités de l’usine de cogénération de Poplar Creek. L’usine de cogénération de Poplar Creek est détenue et exploitée par un tiers mais fait partie du contrat d’exploitation et du permis d’émission de Suncor, par conséquent, toutes les émissions générées par la cogénération à Poplar Creek sont incluses dans le total des émissions directes des Sables pétrolifères.

(5) Les volumes de GES à partir de 2009 ont été retraités en raison d’un changement dans l’affectation de l’usine à hydrogène et la méthodologie des émissions de diesel.

Fort Hills

Le projet minier Fort Hills, sanctionné en 2013, nous permettra d’atteindre graduellement une production de 180 000 barils/jour. Nous prévoyons que cela ajoutera plus de 3 mégatonnes d’équivalent CO2 à notre profil d’émissions exploitées.

Pour déterminer de quelle façon un changement à la réglementation actuelle de l’Alberta en matière de gaz à effet de serre pourrait avoir une incidence sur le projet, nous avons appliqué notre prix du carbone fictif. Cela signifie qu’en plus d’utiliser la pénalité actuelle de 15 $/tonne d’éq. CO2 sur 12 % des émissions, nous explorons aussi divers scénarios relatifs à la réglementation.

Par exemple, si la pénalité actuelle devait porter sur 40 $/tonne d’éq. CO2 (ou 55 $/tonne si on tient compte de l’inflation sur la durée de vie du projet) sur un pourcentage régulièrement croissant des émissions du projet, le changement prévu au taux de rentabilité interne (TRI) serait de 10 %. Maintenant, si nous appliquons le même prix de 40 $/tonne d’éq. CO2 comme une taxe fixe sur toutes les émissions de GES de Fort Hills, on obtient un changement du TRI de 0,39 %.

L’incidence de pénalités plus élevées n’est qu’un des risques évalués dans le volet économique. Lorsque non appliqué également à tous les projets concurrents, cela peut créer un désavantage concurrentiel.

Veuillez prendre note que l’information précédente suppose un contexte commercial basé sur un prix du brut Brent de 100 $/baril et inclue l’utilisation de crédit de rendement des émissions selon ce qui est permis par le régime de réglementation de l’Alberta en vigueur.

In Situ

Les émissions absolues et l'intensité des émissions de nos installations de sables pétrolifères in situ ont augmenté en 2013. Les émissions absolues ont augmenté de 32 % par rapport à 2012, et l’intensité des émissions a légèrement augmenté de 0,8 %. L'augmentation des émissions est due à l’augmentation graduelle de la production des phases 3 et 4 de Firebag, dont la majorité de l’augmentation provenant de la phase 4 de Firebag . La hausse des émissions absolues est attribuable à l'injection de vapeur supplémentaire pour augmenter la production.

La légère augmentation de l’intensité des émissions par rapport à l’augmentation importante des émissions absolues reflète l’augmentation graduelle de la production à Firebag 3 et 4. Une fois que les gisements atteignent les niveaux de production souhaités et des conditions d’opération stables, l’intensité des émissions diminue généralement.

Les émissions absolues à MacKay River et l'intensité des émissions ont augmenté en 2013. Cette augmentation peut être attribuée à l'ajout de nouveaux puits encore à l'étape d'injection de vapeur (comme à l’augmentation de la production à Firebag mentionnée plus haut), et qui n'ont pas encore atteint leur capacité de production maximale.

Suncor, In Situ - émissions absolues de gaz à effet de serre, Suncor, In Situ – intensité des émissions de gaz à effet de serre

(1) Les estimations sont fondées sur les prévisions de production et les méthodologies actuelles. Les tableaux contiennent des estimations prévisionnelles, les utilisateurs devraient être informés que les émissions et l’intensité d’émissions réelles pourraient s’écarter sensiblement de ces estimations.

(2) Les données comprennent les émissions d’équivalent CO2 directes et indirectes, alors que les données incluses dans le rapport SGER de l’Alberta comprennent les émissions directes seulement. Aucun crédit n’a été comptabilisé pour la réduction des émissions de GES due à la cogénération ou l’achat de crédits compensatoires.

(3) Pour MacKay River, les émissions indirectes comprennent l’électricité achetée au réseau, l’électricité achetée auprès de l’usine de cogénération de tiers MacKay River et la vapeur aussi achetée auprès de l’usine de cogénération de tiers MacKay River. Depuis 2013, MacKay River a mis en place une nouvelle méthodologie pour calculer les émissions indirectes associées à l’énergie achetée après de l’usine de cogénération de tiers MacKay River afin d’être conforme à la méthode de calcul utilisée à l’usine de cogénération de tiers qui est la source de cette énergie; par conséquent, les données des années précédentes sont différentes de celles indiquées auparavant. Ce changement est aussi noté dans les prévisions des années à venir indiquées. L’usine de cogénération de Firebag est détenue et exploitée par Suncor, par conséquent, toutes les émissions générées par la cogénération sont comptabilisées dans le total des émissions directes de Firebag, y compris l’électricité vendue au réseau.

(4) Auparavant, les données pour Firebag étaient incluses dans celles des Sables pétrolifères jusqu’en 2008 inclusivement. Les données de Firebag pour 2008 ont déjà été incluses dans les tendances pour les Sables pétrolifères, mais elles ont été incluses ici aussi pour permettre une comparaison valable d’une année sur l’autre. Le lecteur doit être conscient qu’il s’agit d’une « double comptabilisation » et que, par conséquent, la somme des chiffres de 2008 sera supérieure au total de 2008 à l’échelle de Suncor; cette double comptabilisation a été faite intentionnellement à des fins de comparaison uniquement.

(5) Les données pour 2007 et les années antérieures incluent les installations de l’ancienne société Suncor seulement. Aux fins de comparaison, les données à partir de 2008 (l’année précédant la fusion) incluent les installations des deux anciennes sociétés Suncor et Petro-Canada. Les données pour 2009 incluent les émissions totales pour l’année pour toutes les installations de Suncor et Petro-Canada acquises avec la fusion, même si la fusion n’a été conclue que le 1er août 2009. Il s’agit ainsi de permettre la comparaison avec les années précédentes et futures. Pour les émissions antérieures de Petro-Canada, consulter le « Rapport à la collectivité » à l’adresse suncor.com.

Exploration et production

Côte Est du Canada

Les émissions de Terra Nova ont augmenté de 33 % par rapport à 2012. Cela est dû surtout à une longue période d’arrêt pour des travaux de maintenance en 2012 ce qui a entraîné des émissions inférieures à la moyenne annuelle. En raison de la période nécessaire pour effectuer un arrêt planifié, nous avons enregistré moins de journées d’activité en 2012 qu’en 2013. La production en 2013 a aussi été supérieure par rapport à 2012. Compte tenu de cette hausse des journées d’activité en 2013, l’intensité des émissions par mètre cube de pétrole a diminué de 18 %. En raison de cette diminution, les niveaux d’intensité des émissions sont semblables à ceux de 2011 – une année beaucoup plus représentative que 2012.

À l'heure actuelle, Terra Nova est la seule propriété de la Côte Est du Canada que nous exploitons. Nos autres participations dans la production internationale et extracôtière sont des coentreprises et ne sont pas sous notre contrôle opérationnel direct. Les activités de ces coentreprises ne sont pas incluses dans ce rapport.

Suncor, Côte Est du Canada - émissions absolues de gaz à effet de serre, Suncor, Côte Est du Canada - intensité des émissions de gaz à effet de serre

(1) Les estimations sont fondées sur les prévisions de production et les méthodologies actuelles. Les tableaux contiennent des estimations prévisionnelles, les utilisateurs devraient être informés que les émissions et l'intensité d'émissions réelles pourraient s'écarter sensiblement de ces estimations.

(2) Les propriétés du secteur Côte Est du Canada ont été acquises lors de la fusion avec Petro-Canada en août 2009. Pour les émissions antérieures de Petro-Canada, consulter le « Rapport à la collectivité » à suncor.com.

(3) Les données comprennent les émissions d'équivalent CO2 directes et indirectes. Aucun crédit n'a été comptabilisé pour la réduction des émissions de GES.

(4) Les données ne concernent que les installations exploitées par Suncor et n'incluent pas nos participations directes dans des coentreprises non exploitées. Les données réfèrent en totalité aux installations exploitées et ne sont pas ajustées pour la part de Suncor.

(5) Auparavant, la production de Terra Nova n'incluait que les ventes de pétrole et non le carburant brûlé à la torche et produit à l'interne. En 2011, ces volumes de production additionnels ont été ajoutés; toutefois, aux fins d'uniformité avec les autres installations majeures, le paramètre de mesure de la production a été rajusté pour n'inclure que les ventes de pétrole.

Activités terrestres – Amérique du Nord

Les émissions des Activités terrestres — Amérique du Nord (activités AN) ont diminué avec la vente de la majorité de nos actifs de gaz naturel classique au cours du troisième trimestre de 2013. Les émissions absolues ont diminué de 37 % et l'intensité a diminué de 10 % en 2012.

Les chiffres indiqués pour les activités AN représentent les propriétés qui nous ont appartenu toute l’année ainsi que les propriétés cédées jusqu’à la date de leur vente.

Suncor, Activités terrestres – Amérique du Nord - émissions absolues de gaz à effet de serre, Suncor, Activités terrestres – Amérique du Nord - intensité des émissions de gaz à effet de serre

(1) Les estimations sont fondées sur les prévisions de production et les méthodologies actuelles. Les tableaux contiennent des estimations prévisionnelles, les utilisateurs devraient être informés que les émissions et l'intensité d'émissions réelles pourraient s'écarter sensiblement de ces estimations en raison d'une croissance, d’un développement ou de cessions.

(2) Les données comprennent les émissions d'équivalent CO2 directes et indirectes alors que les données incluses dans le rapport SGER de l'Alberta et les autres rapports réglementaires comprennent les émissions directes seulement.

(3) La hausse de 2009 est due à la fusion avec Petro-Canada; les données antérieures à 2009 ne concernent que les propriétés de l'ancienne société Suncor et n'incluent pas les installations de Petro-Canada. Les données de 2009 incluent les émissions totales pour l'année de l'ensemble des propriétés de gaz naturel exploitées par Suncor et par Petro-Canada acquises lors de la fusion en 2009, même si la fusion n'a été conclue que le 1er août 2009. Il s'agit ainsi de permettre la comparaison avec les années précédentes et futures. Pour les données des émissions des propriétés de gaz naturel de Petro-Canada lors des années antérieures, consulter le « Rapport à la collectivité » à suncor.com.

(4) Les émissions prévues de la catégorie Autres sont indiquées sous C.-B.

Raffinage et commercialisation

En 2013, les émissions de GES et l’intensité des émissions à nos installations du secteur Raffinage et commercialisation sont demeurées presque les mêmes. Comparativement à 2012, les émissions ont légèrement diminué de 0,3, % tandis que l’intensité des émissions a augmenté de 0,2 %. Les travaux de maintenance prévue à plusieurs installations ont entraîné une légère diminution de la production. Cela a contribué à l’augmentation graduelle de l’intensité des émissions.

Suncor Canada, États-Unis – Raffinage et commercialisation - émissions absolues de gaz à effet de serre, Suncor Canada, États-Unis – Raffinage et commercialisation – intensité des émissions de gaz à effet de serre

(1) Les estimations sont fondées sur les prévisions de production et les méthodologies actuelles. Les tableaux contiennent des estimations prévisionnelles, les utilisateurs devraient être informés que les émissions et l'intensité d'émissions réelles pourraient s'écarter sensiblement de ces estimations.

(2) Les données comprennent les émissions d'équivalent CO2 directes et indirectes alors que les données incluses dans le rapport SGER de l'Alberta et les autres rapports réglementaires comprennent les émissions directes seulement.

(3) Les données passées et estimations pour 2007 et 2008 comprenaient auparavant l'usine d'éthanol de St. Clair. Ce n'est plus le cas. Ces données sont maintenant incluses dans les données des années passées de l'unité commerciale Énergies renouvelables.

(4) Ces nombres sont les volumes bruts d'exploitation et n’incluent pas les déductions de crédits générés par l'éthanol et la cogénération ou les crédits compensatoires achetés.

(5) Les données pour 2007 et les années antérieures incluent les installations de l'ancienne société Suncor seulement. Aux fins de comparaison, les données à partir de 2008 (l'année précédant la fusion) incluent les installations des deux anciennes sociétés Suncor et Petro-Canada. Les données pour 2009 incluent les émissions totales pour l'année pour toutes les installations de Suncor et Petro-Canada acquises avec la fusion, même si la fusion n'a été conclue que le 1er août 2009. Il s'agit ainsi de permettre la comparaison avec les années précédentes et futures. Pour les émissions antérieures de Petro-Canada, consulter le « Rapport à la collectivité » à suncor.com.

(6) Les émissions du secteur R et C incluent les émissions provenant de l'achat d'usines d'hydrogène de tiers ne sont pas incluses dans le total des émissions de GES (directes et indirectes) puisqu’elles ne respectent pas la définition pour une source d’émission indirecte (de portée 2). Ces émissions sont incluses dans la section des émissions indirectes de portée 3 du présent rapport.

(7) Les émissions directes du secteur R et C n'incluent pas les transferts de CO2 à des tiers, notamment les industries de boissons et d'aliments, puisqu'ils ne correspondent pas à la définition des « émissions de CO2 ». Aux fins du présent rapport, les volumes de CO2 vendus à des tiers sont considérés comme des émissions indirectes de portée 3 provenant des produits, conformément aux exigences de déclaration provinciales en Ontario et au Québec.

(8) Les émissions déclarées une seconde fois pour les années précédentes incluent le retrait des émissions indirectes provenant de l'hydrogène acheté et des volumes de ventes de CO2. Les années de prévision reconnaissent également cette classification de l’hydrogène acheté et des sources de ventes d’émissions de CO2 au titre d’émissions indirectes de portée 3.

(9) Les émissions de 2010 à la raffinerie de Sarnia ont été modifiées à la suite d'un rapport d'assurance de tiers.

(10) L’autre catégorie comprend le terminal de Burrard et la catégorie Pipelines. Les Pipelines comprennent les stations du pipeline des Sables pétrolifères à la raffinerie d’Edmonton, en Alberta. La catégorie Pipelines a été ajoutée ici en commençant en 2010 et pour les années ultérieures.

Énergies renouvelables

Nous avons été un pionnier en matière d'énergie renouvelable au Canada. À ce jour, nos investissements sont axés sur l'énergie éolienne et les biocarburants.

Usine d'éthanol de St. Clair

Depuis 1992, nous mélangeons de l'éthanol aux carburants que nous vendons au détail. Nous avons inauguré l'usine d'éthanol de St. Clair à Mooretown, en Ontario, en 2006 et, en 2011, nous avons doublé la capacité de production de l’usine à 400 millions de litres d'éthanol à base de maïs par année. C'est la plus grande usine de production d'éthanol au Canada.

Les émissions absolues et l’intensité des émissions de l'usine d’éthanol de St. Clair sont demeurées relativement stables de 2012 à 2013 avec une légère augmentation de 1,4 % et de 0,8 % respectivement.

Énergie éolienne

Nous participons actuellement à six parcs éoliens — dont cinq sont des coentreprises. La capacité de production totale de ces parcs est de 255 mégawatts, suffisamment pour fournir de l'électricité à environ 100 000 foyers canadiens.

Les données sur la performance indiquées ne concernent que les parcs éoliens exploités, notamment le parc de 20 MW Kent Breeze en Ontario et le parc de 88 MW Wintering Hills en Alberta. En 2013, ces deux parcs n’ont émis que 159 tonnes d’équivalent CO2 et ont produit plus de 325 000 MW/h – soit suffisamment d’électricité pour alimenter près de 27 500 foyers canadiens. Aux fins de référence, une usine à gaz naturel de taille équivalente produisant un volume semblable d’électricité générerait annuellement plus de 120 000 tonnes d’équivalent CO2. Il s’agit de 755 fois plus d’émissions que nos parcs éoliens.

Suncor, énergies renouvelables - émissions absolues de gaz à effet de serre, Suncor, énergies renouvelables - intensité des émissions de gaz à effet de serre

(1) Les estimations sont fondées sur les prévisions de production et les méthodologies actuelles. Les tableaux contiennent des estimations prévisionnelles, les utilisateurs devraient être informés que les émissions et l'intensité d'émissions réelles pourraient s'écarter sensiblement de ces estimations.

(2) Les données comprennent les émissions d'équivalent CO2 directes et indirectes. Aucun crédit n'a été comptabilisé pour la réduction des émissions de GES attribuable à l'éthanol ou aux crédits procurés par l’énergie éolienne.

(3) Les chiffres pour l'éthanol de 2007 et 2008 étaient auparavant inclus dans les données du secteur Raffinage et commercialisation Canada. Ils en ont été retirés et placés ici.

(4) Les chiffres de production et de GES pour l'usine d'éthanol sont constants d'une année à l'autre car l'usine fonctionne constamment à pleine capacité. La production dépend de la quantité de maïs que nous pouvons acheter et de la quantité d'éthanol que nous pouvons vendre, deux facteurs qui ne devraient pas être limités dans un avenir prévisible.

(5) La capacité de l'usine d’éthanol a été doublée en 2011 pour atteindre 400 millions de litres d'éthanol par année.

(6) Depuis 2012, les données pour Énergies renouvelables comprennent les émissions totales (directes et indirectes) provenant des parcs éoliens exploités et de l'usine d'éthanol de St. Clair. Aucun crédit n'a été comptabilisé pour les compensations dues à l'énergie éolienne générée et l'électricité générée n'est pas incluse à titre de production dans le paramètre de mesure de l'intensité.