Sables pétrolifères

Les données environnementales du secteur Sables pétrolifères incluent nos activités d'exploitation minière (n'incluent pas Syncrude).

Toutes les données économiques pour les Sables pétrolifères incluent notre exploitation In Situ, ainsi que nos activités d'exploitation minière de manière à assurer l'uniformité avec notre rapport annuel.

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Environnement

Le symbole A () indique les données vérifiées par un tiers. Voir la liste complète des données révisées pour confirmer les indicateurs de rendement qui ont été révisés. Dans la colonne « Note », cliquez sur la flèche vers le bas pour afficher les notes.

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Indicateur Unité Note Indicateur GRI 2009 2010 2011 2012 2013
Production                
Production brute millions de barils de pétrole/an OG1 104,0 94,3 105,1 103,25 105,31

Note A :
Production brute de brut synthétique sulfureux et peu sulfureux. Ce volume est utilisé pour calculer l'intensité des émissions, puisqu'il représente les émissions assujetties à l’ensemble du secteur. Ce volume est déclaré en tant que total brut car il inclut les volumes non traités.

Production brute millions de mètres cubes (m3) de pétrole/an OG1 16,5 15,0 16,7 16,4 16,7

Note A :
Production brute de brut synthétique sulfureux et peu sulfureux. Ce volume est utilisé pour calculer l'intensité des émissions, puisqu'il représente les émissions assujetties à l’ensemble du secteur. Ce volume est déclaré en tant que total brut car il inclut les volumes non traités.

Émissions dans l'atmosphère                
Gaz à effet de serre (GES) milliers de tonnes d'équivalent dioxyde de carbone (d’éq. d'équivalent CO2) /an EN16 9 178 8 837 8 560 9 204 8 417

Note B :
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.

Ces données correspondent aux émissions annuelles totales que Suncor a déclarées en vertu du projet de loi Specified Gas Emitters Regulation (SGER), version 3, à quelques exceptions près. Les émissions annuelles totales déclarées dans le rapport de conformité à la loi SGER ne tiennent pas compte des émissions de dioxydes de carbone provenant de la biomasse, des émissions de procédés industriels et des émissions indirectes totales. Les émissions de GES publiées dans notre Rapport sur le développement durable comprennent les émissions de procédés industriels et les émissions directes totales, mais pas celles provenant de la biomasse. Les données sur les GES dans le secteur Sables pétrolifères publiées dans ce rapport comprennent également les émissions associées à l’installation de cogénération Poplar Creek de TransAlta située dans le périmètre des installations de mise en valeur des sables pétrolifères. De plus, les potentiels de réchauffement planétaire (PRP) utilisés pour convertir le GES en équivalent CO2 sont différents. Le SGER utilise une ancienne version des PRP et cette donnée a été obtenue au moyen de PRP plus récents (conformes à ceux utilisés par Environnement Canada).

La méthodologie de présentation des émissions en 2012 et en 2013 a été mise à jour conformément aux exigences du ministère de l'Environnement et du Développement des ressources durables de l'Alberta. Cette méthodologie mise à jour a été utilisée pour calculer les émissions en 2013 et en 2012, mais elle n’a pas été utilisée pour les années antérieures à 2012. Les données présentées pour 2010 et 2011 ont été révisées afin de retirer la référence aux stations du pipeline qui étaient auparavant prises en compte et qui maintenant font partie du secteur Raffinage et commercialisation.

Intensité des émissions de GES tonnes d'équivalent CO2/m3 de production   EN16 0,56 0,59 0,51 0,56 0,50
Substances appauvrissant la couche d'ozone Kilogrammes (kg) équivalent chlorofluorocarbone (CFC)-11/an EN19 11,0 1,1 0,0 0,0 0,0

Note C :
Le remplacement des systèmes de réfrigération fonctionnant actuellement au R-22 ou à tout autre chlorofluorocarbone fait partie du programme d'élimination des substances détruisant la couche d'ozone de Suncor, toujours en cours dans ses installations. La conversion de tous les systèmes à charge supérieure à 10 kg du R-22 au RS-44 est en cours et se poursuivra jusqu'à son terme. Le RS-44 n'est pas une substance qui détruit la couche d'ozone.

Dioxyde de soufre (SO2) milliers de tonnes/an EN20 19,03 22,15 20,23 18,54 14,10

Note D :
Le secteur Sables pétrolifères ne tient pas compte des émissions de SO2 provenant de sources mobiles parce qu'il utilise du carburant diesel à faible et très faible teneur en soufre pour l'exploitation minière.

Intensité des émissions de SO2 kg/m3 de production   EN20 1,15 1,48 1,21 1,13 0,84
Oxydes d'azote (NOx) milliers de tonnes/an EN20 23,5 21,6 21.8 21,1 18,8

Note E :
Émissions de NOx sur tout le site déclarées au ministère de l'Environnement et du Développement des ressources durables de l'Alberta. Cela inclut les émissions de NOx de sources mobiles.

Intensité des émissions de NOx kg/m3 de production   EN20 1,42 1,44 1,30 1,29 1,13
Composés organiques volatils (COV) milliers de tonnes/an   EN20 27,9 28,9 16,5 16,1 6,77
  • Benzène
tonnes   EN20 81,2 89,6 21,5 11,5 13,6
  • Toluène
tonnes   EN20 1 428,1 1 551,8 198,2 127,2 144,0
  • Éthylbenzène
tonnes   EN20 539,1 593,1 86,0 70,0 36,43
  • Xylène
tonnes   EN20 2 803,2 3 085,9 315,1 188,5 175,14
Intensité des émissions de COV kg/m3 de production   EN20 1,69 1,93 0,99 0,98 0,40
Rejets sur le site (NRPI) milliers de tonnes/an   EN20 72,6 80,3 66,9 70,5 50,1
Gaz brûlé à la torche millions de m3/an OG6 101,7 35,1 43,6 60,3 92,9

Note F :
Ces chiffres comprennent le brûlage à la torche d'urgence et courant.

Intensité de gaz brûlé à la torche m3/m3 de production   OG6 6,2 2,3 2,61 3,67 5,55
Pouvoir calorifique du gaz brûlé à la torche millions de gigajoules EN20 4,04 1,56 1,20 2,70 4,19

Note F :
Ces chiffres comprennent le brûlage à la torche d'urgence et courant.

Consommation d'énergie                
Consommation d'énergie totale millions de gigajoules EN3/4 111,9 108,6 109,4 112,8 112,72

Note G :
L’énergie totale est la somme de l’énergie directe et indirecte.

  • Consommation d'énergie directe
millions de gigajoules EN3 110,6 107,7 111,7 114,9 115,19

Note H :
L'énergie directe est principalement l'énergie consommée sur le site aux installations exploitées par Suncor. Elle comprend l’énergie consommée par l’installation de cogénération Poplar creek de TransAlta située dans le périmètre des installations de mise en valeur des sables pétrolifères. L’énergie directe comprend la combustion de coke de pétrole, de gaz naturel et de carburants produits à l’interne; le diesel utilisé dans les camions des exploitations minières; le brulage à la torche et les importations d’électricité. L'énergie indirecte inclut les services d'électricité, de vapeur, de chauffage et de refroidissement importés de tiers. Depuis 2011, la méthode de calcul de l'énergie indirecte a été modifiée afin de créditer les activités pour l'électricité exportées à des utilisateurs externes et (ou) d'autres installations de Suncor. L'installation qui exporte l'électricité en soustrait la valeur de sa consommation d'énergie directe. L'installation qui reçoit l'électricité la comptabilise à titre de consommation d'énergie de portée 2, peu importe la source. Ainsi, les données d'énergie indirecte de Firebag pour 2012 étaient négatives parce que la valeur de la quantité d'électricité exportée par l’installation de cogénération Poplar creek était plus élevée que la quantité d'électricité importée.

  • Consommation d'énergie indirecte
millions de gigajoules EN4 1,27 0,94 (2,29) (2,38) (2,47)

Note H :
L'énergie directe est principalement l'énergie consommée sur le site aux installations exploitées par Suncor. Elle comprend l’énergie consommée par l’installation de cogénération Poplar creek de TransAlta située dans le périmètre des installations de mise en valeur des sables pétrolifères. L’énergie directe comprend la combustion de coke de pétrole, de gaz naturel et de carburants produits à l’interne; le diesel utilisé dans les camions des exploitations minières; le brulage à la torche et les importations d’électricité. L'énergie indirecte inclut les services d'électricité, de vapeur, de chauffage et de refroidissement importés de tiers. Depuis 2011, la méthode de calcul de l'énergie indirecte a été modifiée afin de créditer les activités pour l'électricité exportées à des utilisateurs externes et (ou) d'autres installations de Suncor. L'installation qui exporte l'électricité en soustrait la valeur de sa consommation d'énergie directe. L'installation qui reçoit l'électricité la comptabilise à titre de consommation d'énergie de portée 2, peu importe la source. Ainsi, les données d'énergie indirecte de Firebag pour 2012 étaient négatives parce que la valeur de la quantité d'électricité exportée par l’installation de cogénération Poplar creek était plus élevée que la quantité d'électricité importée.

Intensité énergétique gigajoules/m3 de production   EN3/4 6,8 7,5 6,7 6,86 6,73
Consommation d'eau                
Prélèvement d'eau total millions de m3 EN8 40,8 37,3 38,7 44,81 51,35

Note I :
Inclut l'eau de surface, la nappe phréatique et les eaux usées industrielles conformément aux permis de prélèvement de l'eau du ministère de l’Environnement de l’Alberta. Les données des prélèvements d'eau en 2011 ont été revues à la lumière d'améliorations apportées aux données et aux processus en 2012, ce qui a amélioré la compréhension des conditions des sites dans le cas d'installations données.

  • Prélèvement d'eau (de  surface)
millions de m3   EN8 40,6 35,6 27,7 26,6 22,83
  • Prélèvement d'eau (souterraine)
millions de m3   EN8 0,3 1,7 1,7 1,7 1,38
  • Prélèvement d'eau (eaux usées industrielles)
  EN8 -- -- 9,32 16,54 26,14

Note J :
Depuis 2011, les volumes de déversement des eaux usées industrielles sont inclus.

Intensité du prélèvement d'eau m3/m3 de production   EN8 2,5 2,5 1,9 2,73 3,07
Eau retournée millions de m3 EN21 3,1 6,7 10,3 11,0 17,73

Note J :
Depuis 2011, les volumes de déversement des eaux usées industrielles sont inclus.

Consommation d'eau millions de m3   37,8 30,6 28,4 33,79 33,62

Note K :
La consommation d’eau est le total des prélèvements d’eau moins la quantité d’eau retournée. Les paramètres de mesure de la consommation d’eau de 2011 ont été révisés à la lumière des améliorations apportées aux données et au processus en 2012, ce qui a permis de mieux comprendre les conditions des sites dans des installations spécifiques.

Intensité de la consommation d'eau m3/m3 de production     2,3 2,0 1,7 2,06 2,01
Qualité de l'eau rejetée                
  • Huile et graisse dans l’effluent
tonnes EN21 6,0 14,6 17,7 7,67 11,57

Note L :
En 2011, les paramètres de qualité de l'eau ont augmenté ou diminué en raison de la fermeture du bassin C entre avril et décembre, et(ou) de l'inclusion des données sur la qualité des eaux usées industrielles. De plus, le bassin C a été fermé pendant toute l'année 2012 et le bassin E a été également fermé pendant la plus grande partie de l'année.

  • Quantité totale de sédiments en suspension
tonnes EN21 63,6 148,4 149,3 77,6 138,82

Note L :
En 2011, les paramètres de qualité de l'eau ont augmenté ou diminué en raison de la fermeture du bassin C entre avril et décembre, et(ou) de l'inclusion des données sur la qualité des eaux usées industrielles. De plus, le bassin C a été fermé pendant toute l'année 2012 et le bassin E a été également fermé pendant la plus grande partie de l'année.

  • Demande chimique en oxygène
tonnes   EN21 104,7 369,5 609,5 609,93 995,01
Phénol tonnes EN21 0,04 0,10 0,08 0,00 0,00

Note L :
En 2011, les paramètres de qualité de l'eau ont augmenté ou diminué en raison de la fermeture du bassin C entre avril et décembre, et(ou) de l'inclusion des données sur la qualité des eaux usées industrielles. De plus, le bassin C a été fermé pendant toute l'année 2012 et le bassin E a été également fermé pendant la plus grande partie de l'année.

  • Métaux dans l'effluent
tonnes EN21 19,0 40,4 34,5 20,3 43,51

Note L :
En 2011, les paramètres de qualité de l'eau ont augmenté ou diminué en raison de la fermeture du bassin C entre avril et décembre, et(ou) de l'inclusion des données sur la qualité des eaux usées industrielles. De plus, le bassin C a été fermé pendant toute l'année 2012 et le bassin E a été également fermé pendant la plus grande partie de l'année.

Gestion des déchets              

Note M :
Depuis 2011, afin de mieux s'aligner aux normes de déclaration de la GRI, Suncor a ajouté des indicateurs pour lesquels elle recueille et déclare des données dans la catégorie Gestion des déchets.

Déchets dangereux produits milliers de tonnes EN22 3,5 4,2 3,9 0,38 0,28

Note N :
En 2009, les déchets de purge de l'évaporateur et de l'écopuits ont été éliminés dans une installation hors site destiné aux déchets dangereux. La réduction du volume de déchets dangereux en 2012 est attribuable au non-envoi de soufre au site d'enfouissement.

  • Déchets dangereux incinérés
tonnes   EN22 -- -- 13,4 5,92 17,23
  • Déchets dangereux rejetés en puits profond
tonnes   EN22 -- -- 44,1 7,42 3,17
  • Déchets dangereux enfouis
tonnes EN22 -- -- 3 792,3 352,0 223,46

Note N :
En 2009, les déchets de purge de l'évaporateur et de l'écopuits ont été éliminés dans une installation hors site destiné aux déchets dangereux. La réduction du volume de déchets dangereux en 2012 est attribuable au non-envoi de soufre au site d'enfouissement.

  • Déchets dangereux autrement évacués
tonnes   EN22 -- -- 28,4 13,05 39,29
Déchets non dangereux produits milliers de tonnes   EN22 30,0 39,0 40,5 84,4 42,8
  • Déchets non dangereux incinérés
tonnes   EN22 -- -- 0,7 0,18 0,0
  • Déchets non dangereux rejetés en puits profond
tonnes   EN22 -- -- 2,0 1,02 1,58
  • Déchets non dangereux enfouis
tonnes EN22 -- -- 40 477,9 84 334,3 42 758,5

Note O :
Le volume des déchets non dangereux (dont la terre, le gravier, le bois et le béton) dépend  des activités sur le site et peut varier d’une année à l’autre.

  • Déchets non dangereux autrement évacués
tonnes   EN22 -- -- 0,0 0,0 36,8
Déchets réutilisés/recyclés/récupérés hors du site milliers de tonnes EN22 11,5 45,1 25,3 29,5 26,5

Note P :
En 2012, un sous-traitant a transporté des huiles usées à recycler à l'extérieur du site; cette étape se faisait sur place au cours années antérieures.

Déchets réutilisés/recyclés/récupérés sur place milliers de tonnes EN22 1,0 5,0 2,43 2,10 1,28

Note P :
En 2012, un sous-traitant a transporté des huiles usées à recycler à l'extérieur du site; cette étape se faisait sur place au cours années antérieures.

Perturbation des terres et remise en état                
Total des terres louées pour mise en valeur potentielle :                
  • Sables pétrolifères exploitables
hectares EN11 70 263 70 263 70 263 70 263 70 263

Note Q :
La réduction de la superficie de sables pétrolifères exploitables en 2009 est due à la méthode de calcul utilisée. Au cours des années précédentes, on l'estimait à partir d'une carte de la région, tandis qu'en 2009, on a calculé la superficie à partir des valeurs numériques réelles du secteur.

Propriétés foncières totales pour mise en valeur potentielle :                
  • Sables pétrolifères exploitables
hectares   EN11 24 064 24 064 24 064 24 432 24 432
Total des terres perturbées hectares (cumul)   EN12 17 161 19 737 20 023 21 303 21 690
Terres remises en état hectares (cumul) EN13 1 095 1 303 1 439 1 542 1 708

Note R :
Les terrains remis en état n'ont pas été accrédités par les organismes gouvernementaux de réglementation. À la suite de l'émission par le ministère de l'environnement de l'Alberta de normes pour la déclaration de données dans le cadre du système d'information géographique (SIG) pour 2010, Suncor renumérise annuellement toutes les surfaces de remise en état permanentes et recalcule les totaux des remises en état historiques. Les types de perturbation (comme les routes, les lignes électriques, les pipelines, etc.) qui ont surgi après la remise en état sont retirés et toutes les nouvelles zones de remises en état sont ajoutées. Par conséquent, les changements apportés aux surfaces remises en état chaque année et la surface totale remise en état de façon permanente jusqu'à la fin 2013 ont été mis à jour pour refléter ces changements.

Superficie combinée des bassins de résidus hectares EN12 3 154 2 689 2 761 2 712 2 864

Note S :
Le calcul de la superficie des bassins de résidus est fondé sur la surface liquide et ne tient pas compte des structures solides telles que les plages et les digues. Depuis 2009, le bassin 1 est considéré comme un terrain en cours de remise en état et n'est plus inclus dans les calculs des bassins de résidus.

Conformité                
Infractions à la réglementation   EN28 28 14 11 9 8

Note T :
Il y a infraction à un règlement lorsqu'un incident environnemental enfreint une limite réglementaire (seuil prescrit par la loi, approbation ou permis émis par un organisme de réglementation) ou une exigence (d'une loi, d'un règlement, d'une licence, d'une norme, d'une approbation, d'une directive et(ou) d'un permis applicable aux activités de Suncor et qui doit faire l'objet d'une déclaration réglementaire officielle.

Qualité de l'air - dépassements   EN28 -- -- 0 0 0

Note U :
Suncor continue toutefois d'enquêter et d'étudier des changements qui pourraient améliorer la qualité de l'air. Depuis 2009, les dépassements des concentrations au niveau du sol de l'air ambiant ne sont pas fournis puisque d'autres composés sulfurés réduits et possiblement des composés ne contenant pas de soufre pourraient interférer avec les analyseurs et donner des résultats ne reflétant pas exactement les concentrations réelles de sulfure d'hydrogène (H2S) de l'air ambiant.

Nombre de dépassement des limites d'eaux usées industrielles     EN28 3 2 2 1 1
Nombre total de déversements à déclarer   EN23 50 17 9 7 5

Note V :
Un déversement à signaler est un événement non prévu ou accidentel ayant entraîné le rejet de matière dans l'environnement ou à un endroit où cette matière n'est pas habituellement retenue, selon la définition qui en est donnée dans la réglementation de l'Alberta.

Nombre de déversements dans les cours d'eau     EN23 1 0 0 0 2
Volume total des déversements à déclarer m3 EN23 1,44 0 0 1 058 353

Note W :
Tous les volumes récupérés sont soustraits du volume total déversé. Sont également soustraits les déversements dans un système de retenue adapté à la matière déversée ou dans un système permettant la récupération complète de la matière. En 2010 et 2011, le volume total estimé des déversements a été récupéré pour donner un volume net de déversements de 0.

Amendes milliers de $ EN28 179 237 475 0 0

Note X :
Les données comprennent les sanctions pécuniaires imposées en conséquence d'infractions relevant de l'environnement, de la santé et de la sécurité pendant l'année de déclaration.

2009 - En mars 2006, Suncor a été avisée par le ministère de l’Environnement de l'Alberta que la Couronne avait porté des accusations contre Suncor à l'égard de l'incident. Le 2 avril 2009, Suncor a plaidé coupable à une accusation d'avoir dépassé les limites d'approbation et s'est vue imposer une amende de 175 000 $, dont une sentence créative de 131 000 $ (somme consacrée à une bourse d'étude pour l'Alberta Water and Waste Water Operator Association).

2009 - Le ministère de l’Environnement de l'Alberta a conclu son enquête sur l'incendie d'un cokeur (52C-314) de l'usine de valorisation le 2 octobre 2007 et a demandé une sanction administrative. Suncor a payé l'amende de 4 000 $.

2010 - Les amendes relatives à la réglementation que Suncor a payées en 2010 sont liées à des incidents qui ont eu lieu en 2008.

2011 -
1. Suncor a payé une amende de 275 000 $ en 2011 pour la violation de l'article 142(1)(e) de la Loi sur l'eau entre mai et septembre 2008. Suncor ne s'est pas conformée à une modalité de l'approbation afférente au respect du plan de gestion de l'eau applicable au Parc de stockage Est.
  2. Une amende de 150 000 $ a été payée conformément aux articles 40(2) et 79.2(f) de la Loi sur la pêche relativement à un événement de précipitation le 23 juin 2008 au cours duquel les bassins de sédimentation de Suncor à l'installation North SteepBank Extension on été submergés, ce qui a causé un déversement contenant des niveaux élevés du total des solides en suspension dans la rivière Athabasca.
  3. Une amende de 50 000 $ a été payée conformément aux articles 40(2) et 79.2(f) de la Loi sur la pêche relativement à un événement de précipitation le 2 août et du 11 au 13 août 2008 au cours duquel les bassins de sédimentation de Suncor à l'installation North SteepBank Extension ont été submergés, ce qui a causé un déversement contenant des niveaux élevés du total des solides en suspension dans la rivière Athabasca.

Gestion Environnement, santé et prévention (ESP)                
Professionnels ESP employés     EN30 118 126 75 69 72
Sables pétrolifères - notes, environnement
A Production brute de brut synthétique sulfureux et peu sulfureux. Ce volume est utilisé pour calculer l'intensité des émissions, puisqu'il représente les émissions assujetties à l’ensemble du secteur. Ce volume est déclaré en tant que total brut car il inclut les volumes non traités.
B 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.

Ces données correspondent aux émissions annuelles totales que Suncor a déclarées en vertu du projet de loi Specified Gas Emitters Regulation (SGER), version 3, à quelques exceptions près. Les émissions annuelles totales déclarées dans le rapport de conformité à la loi SGER ne tiennent pas compte des émissions de dioxydes de carbone provenant de la biomasse, des émissions de procédés industriels et des émissions indirectes totales. Les émissions de GES publiées dans notre Rapport sur le développement durable comprennent les émissions de procédés industriels et les émissions directes totales, mais pas celles provenant de la biomasse. Les données sur les GES dans le secteur Sables pétrolifères publiées dans ce rapport comprennent également les émissions associées à l’installation de cogénération Poplar Creek de TransAlta située dans le périmètre des installations de mise en valeur des sables pétrolifères. De plus, les potentiels de réchauffement planétaire (PRP) utilisés pour convertir le GES en équivalent CO2 sont différents. Le SGER utilise une ancienne version des PRP et cette donnée a été obtenue au moyen de PRP plus récents (conformes à ceux utilisés par Environnement Canada).

La méthodologie de présentation des émissions en 2012 et en 2013 a été mise à jour conformément aux exigences du ministère de l'Environnement et du Développement des ressources durables de l'Alberta. Cette méthodologie mise à jour a été utilisée pour calculer les émissions en 2013 et en 2012, mais elle n’a pas été utilisée pour les années antérieures à 2012. Les données présentées pour 2010 et 2011 ont été révisées afin de retirer la référence aux stations du pipeline qui étaient auparavant prises en compte et qui maintenant font partie du secteur Raffinage et commercialisation.
C Le remplacement des systèmes de réfrigération fonctionnant actuellement au R-22 ou à tout autre chlorofluorocarbone fait partie du programme d'élimination des substances détruisant la couche d'ozone de Suncor, toujours en cours dans ses installations. La conversion de tous les systèmes à charge supérieure à 10 kg du R-22 au RS-44 est en cours et se poursuivra jusqu'à son terme. Le RS-44 n'est pas une substance qui détruit la couche d'ozone.
D Le secteur Sables pétrolifères ne tient pas compte des émissions de SO2 provenant de sources mobiles parce qu'il utilise du carburant diesel à faible et très faible teneur en soufre pour l'exploitation minière.
E Émissions de NOx sur tout le site déclarées au ministère de l'Environnement et du Développement des ressources durables de l'Alberta. Cela inclut les émissions de NOx de sources mobiles.
F Ces chiffres comprennent le brûlage à la torche d'urgence et courant.
G L’énergie totale est la somme de l’énergie directe et indirecte.
H L'énergie directe est principalement l'énergie consommée sur le site aux installations exploitées par Suncor. Elle comprend l’énergie consommée par l’installation de cogénération Poplar creek de TransAlta située dans le périmètre des installations de mise en valeur des sables pétrolifères. L’énergie directe comprend la combustion de coke de pétrole, de gaz naturel et de carburants produits à l’interne; le diesel utilisé dans les camions des exploitations minières; le brulage à la torche et les importations d’électricité. L'énergie indirecte inclut les services d'électricité, de vapeur, de chauffage et de refroidissement importés de tiers. Depuis 2011, la méthode de calcul de l'énergie indirecte a été modifiée afin de créditer les activités pour l'électricité exportées à des utilisateurs externes et (ou) d'autres installations de Suncor. L'installation qui exporte l'électricité en soustrait la valeur de sa consommation d'énergie directe. L'installation qui reçoit l'électricité la comptabilise à titre de consommation d'énergie de portée 2, peu importe la source. Ainsi, les données d'énergie indirecte de Firebag pour 2012 étaient négatives parce que la valeur de la quantité d'électricité exportée par l’installation de cogénération Poplar creek était plus élevée que la quantité d'électricité importée.
I Inclut l'eau de surface, la nappe phréatique et les eaux usées industrielles conformément aux permis de prélèvement de l'eau du ministère de l’Environnement de l’Alberta. Les données des prélèvements d'eau en 2011 ont été revues à la lumière d'améliorations apportées aux données et aux processus en 2012, ce qui a amélioré la compréhension des conditions des sites dans le cas d'installations données.
J Depuis 2011, les volumes de déversement des eaux usées industrielles sont inclus.
K La consommation d’eau est le total des prélèvements d’eau moins la quantité d’eau retournée. Les paramètres de mesure de la consommation d’eau de 2011 ont été révisés à la lumière des améliorations apportées aux données et au processus en 2012, ce qui a permis de mieux comprendre les conditions des sites dans des installations spécifiques.
L En 2011, les paramètres de qualité de l'eau ont augmenté ou diminué en raison de la fermeture du bassin C entre avril et décembre, et(ou) de l'inclusion des données sur la qualité des eaux usées industrielles. De plus, le bassin C a été fermé pendant toute l'année 2012 et le bassin E a été également fermé pendant la plus grande partie de l'année.
M Depuis 2011, afin de mieux s'aligner aux normes de déclaration de la GRI, Suncor a ajouté des indicateurs pour lesquels elle recueille et déclare des données dans la catégorie Gestion des déchets.
N En 2009, les déchets de purge de l'évaporateur et de l'écopuits ont été éliminés dans une installation hors site destiné aux déchets dangereux. La réduction du volume de déchets dangereux en 2012 est attribuable au non-envoi de soufre au site d'enfouissement.
O Le volume des déchets non dangereux (dont la terre, le gravier, le bois et le béton) dépend  des activités sur le site et peut varier d’une année à l’autre.
P En 2012, un sous-traitant a transporté des huiles usées à recycler à l'extérieur du site; cette étape se faisait sur place au cours années antérieures.
Q La réduction de la superficie de sables pétrolifères exploitables en 2009 est due à la méthode de calcul utilisée. Au cours des années précédentes, on l'estimait à partir d'une carte de la région, tandis qu'en 2009, on a calculé la superficie à partir des valeurs numériques réelles du secteur.
R Les terrains remis en état n'ont pas été accrédités par les organismes gouvernementaux de réglementation. À la suite de l'émission par le ministère de l'environnement de l'Alberta de normes pour la déclaration de données dans le cadre du système d'information géographique (SIG) pour 2010, Suncor renumérise annuellement toutes les surfaces de remise en état permanentes et recalcule les totaux des remises en état historiques. Les types de perturbation (comme les routes, les lignes électriques, les pipelines, etc.) qui ont surgi après la remise en état sont retirés et toutes les nouvelles zones de remises en état sont ajoutées. Par conséquent, les changements apportés aux surfaces remises en état chaque année et la surface totale remise en état de façon permanente jusqu'à la fin 2013 ont été mis à jour pour refléter ces changements.
S Le calcul de la superficie des bassins de résidus est fondé sur la surface liquide et ne tient pas compte des structures solides telles que les plages et les digues. Depuis 2009, le bassin 1 est considéré comme un terrain en cours de remise en état et n'est plus inclus dans les calculs des bassins de résidus.
T Il y a infraction à un règlement lorsqu'un incident environnemental enfreint une limite réglementaire (seuil prescrit par la loi, approbation ou permis émis par un organisme de réglementation) ou une exigence (d'une loi, d'un règlement, d'une licence, d'une norme, d'une approbation, d'une directive et(ou) d'un permis applicable aux activités de Suncor et qui doit faire l'objet d'une déclaration réglementaire officielle.
U Suncor continue toutefois d'enquêter et d'étudier des changements qui pourraient améliorer la qualité de l'air. Depuis 2009, les dépassements des concentrations au niveau du sol de l'air ambiant ne sont pas fournis puisque d'autres composés sulfurés réduits et possiblement des composés ne contenant pas de soufre pourraient interférer avec les analyseurs et donner des résultats ne reflétant pas exactement les concentrations réelles de sulfure d'hydrogène (H2S) de l'air ambiant.
V Un déversement à signaler est un événement non prévu ou accidentel ayant entraîné le rejet de matière dans l'environnement ou à un endroit où cette matière n'est pas habituellement retenue, selon la définition qui en est donnée dans la réglementation de l'Alberta.
W Tous les volumes récupérés sont soustraits du volume total déversé. Sont également soustraits les déversements dans un système de retenue adapté à la matière déversée ou dans un système permettant la récupération complète de la matière. En 2010 et 2011, le volume total estimé des déversements a été récupéré pour donner un volume net de déversements de 0.
X Les données comprennent les sanctions pécuniaires imposées en conséquence d'infractions relevant de l'environnement, de la santé et de la sécurité pendant l'année de déclaration.

2009 - En mars 2006, Suncor a été avisée par le ministère de l’Environnement de l'Alberta que la Couronne avait porté des accusations contre Suncor à l'égard de l'incident. Le 2 avril 2009, Suncor a plaidé coupable à une accusation d'avoir dépassé les limites d'approbation et s'est vue imposer une amende de 175 000 $, dont une sentence créative de 131 000 $ (somme consacrée à une bourse d'étude pour l'Alberta Water and Waste Water Operator Association).

2009 - Le ministère de l’Environnement de l'Alberta a conclu son enquête sur l'incendie d'un cokeur (52C-314) de l'usine de valorisation le 2 octobre 2007 et a demandé une sanction administrative. Suncor a payé l'amende de 4 000 $.

2010 - Les amendes relatives à la réglementation que Suncor a payées en 2010 sont liées à des incidents qui ont eu lieu en 2008.

2011 -
1. Suncor a payé une amende de 275 000 $ en 2011 pour la violation de l'article 142(1)(e) de la Loi sur l'eau entre mai et septembre 2008. Suncor ne s'est pas conformée à une modalité de l'approbation afférente au respect du plan de gestion de l'eau applicable au Parc de stockage Est.
  2. Une amende de 150 000 $ a été payée conformément aux articles 40(2) et 79.2(f) de la Loi sur la pêche relativement à un événement de précipitation le 23 juin 2008 au cours duquel les bassins de sédimentation de Suncor à l'installation North SteepBank Extension on été submergés, ce qui a causé un déversement contenant des niveaux élevés du total des solides en suspension dans la rivière Athabasca.
  3. Une amende de 50 000 $ a été payée conformément aux articles 40(2) et 79.2(f) de la Loi sur la pêche relativement à un événement de précipitation le 2 août et du 11 au 13 août 2008 au cours duquel les bassins de sédimentation de Suncor à l'installation North SteepBank Extension ont été submergés, ce qui a causé un déversement contenant des niveaux élevés du total des solides en suspension dans la rivière Athabasca.

Économie

Le symbole A () indique les données vérifiées par un tiers. Voir la liste complète des données révisées pour confirmer les indicateurs de rendement qui ont été révisés. Dans la colonne « Note », cliquez sur la flèche vers le bas pour afficher les notes.

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Indicateur Unité Note Indicateur GRI 2009 2010 2011 2012 2013
Production                
Production nette milliers de barils de pétrole/jour OG1 290,6 283 304,7 324,8 360,5

Note Y :
La production nette désigne le produit commercialisable. Les chiffres correspondent à ceux présentés dans les rapports annuels 2013 de Suncor.

Production nette milliers de m3 de pétrole/jour OG1 46,2 45,0 48,4 51,6 57,3

Note Y :
La production nette désigne le produit commercialisable. Les chiffres correspondent à ceux présentés dans les rapports annuels 2013 de Suncor.

Finances              

Note Z :
Pour obtenir tous les chiffres et des renseignements complémentaires, consultez notre Rapport annuel 2013.

Bénéfice net millions $   EC1 557 1 520* 2 603 468 2 040
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation millions $   EC1 1 251 2 777* 4 572 4 407 4 556
Crédits d'impôts et de redevances milliers $ EC4 5 000 12 500 6 100 14 500 10 300

Note AA :
Programme d'encouragements fiscaux pour la recherche scientifique et le développement expérimental.

Investissements                
Dépenses en capital et charges d'exploration millions $   EC1  2 831 3 709 5 100 4 957 4 311
Achats              

Note BB :
Les achats en 2010 représentent la première comparaison sur 12 mois depuis la fusion de Petro-Canada et de Suncor en 2009.

Biens et services millions $     3 862 3 643 4 315 4 194 4 651
Achats de biens et services millions $              
  • Au Canada
      3 670 3 455 4 139 4 076 4 512
  • Aux entreprises/fournisseurs locaux
  EC6 1 851 1 844 2 056 1 929 --

Note CC :
Les entreprises et fournisseurs locaux sont ceux situés dans la municipalité régionale de Wood Buffalo. Les données de 2009 à 2012 incluent les dépenses combinées des secteurs d'exploitation minière et in situ des sables pétrolifères de Petro-Canada et Suncor. Depuis 2013, ces données sont présentées pour l'ensemble de Suncor.

  • Aux entreprises/fournisseurs autochtones
  EC6 252 182 152 -- --

Note DD :
Depuis 2012, cet indicateur a été appliqué à la performance de l'ensemble de Suncor.

Sables pétrolifères - notes, économie
* Les données pour 2009 et les années antérieures sont présentées conformément aux PCGR antérieurs. Toutes les valeurs sont conformes aux rapports annuels de Suncor.
Y La production nette désigne le produit commercialisable. Les chiffres correspondent à ceux présentés dans les rapports annuels 2013 de Suncor.
Z Pour obtenir tous les chiffres et des renseignements complémentaires, consultez notre Rapport annuel 2013.
AA Programme d'encouragements fiscaux pour la recherche scientifique et le développement expérimental.
BB Les achats en 2010 représentent la première comparaison sur 12 mois depuis la fusion de Petro-Canada et de Suncor en 2009.
CC Les entreprises et fournisseurs locaux sont ceux situés dans la municipalité régionale de Wood Buffalo. Les données de 2009 à 2012 incluent les dépenses combinées des secteurs d'exploitation minière et in situ des sables pétrolifères de Petro-Canada et Suncor. Depuis 2013, ces données sont présentées pour l'ensemble de Suncor.
DD Depuis 2012, cet indicateur a été appliqué à la performance de l'ensemble de Suncor.

Société

Sables pétrolifères - notes, société
EE Une blessure entraînant un arrêt de travail est une blessure qui nécessite la consultation d'un médecin et entraîne l'absence de l'employé le prochain jour de travail prévu à son horaire ou n'importe quel jour subséquent. La fréquence des blessures entraînant un arrêt de travail se définit comme le nombre de ces blessures par tranche de 200 000 heures travaillées.
FF Les blessures consignées sont la somme des blessures entraînant un arrêt de travail et des blessures nécessitant des soins. Une blessure nécessitant des soins n'entraîne pas l'absence de l'employé de son poste. La fréquence des blessures consignées est la somme des blessures entraînant un arrêt de travail et des blessures nécessitant des soins par tranche de 200 000 heures travaillées.
GG Comparaison du salaire de base des employés à temps plein au salaire minimum de l'Alberta (9,95 $/h en 2013).
HH Comprend le régime d'aide aux études qui prévoit le remboursement des frais de scolarité à la réussite d'un cours ou d'un programme. Les données de 2009 ne comprennent pas les chiffres pour Petro-Canada en raison de différences dans les systèmes de déclaration pour ces données. En 2010, l'aide aux études est basée sur le remboursement des frais de scolarité.
II Tout employé permanent à temps plein ou à temps partiel embauché à l'extérieur et dont la date de début de permanence se trouve dans la période de déclaration. Aucune donnée antérieure à 2012, comme il s'agissait de la première année d'application du nouvel indicateur de la GRI 3.1.
JJ Depuis 2011, ces données ont déclarées pour l'ensemble de Suncor et la ventilation n'est pas disponible.