En apprendre davantage sur la comptabilisation annuelle des émissions de GES de Suncor

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Les employés de Suncor à la Tourbière Nikanotee, une initiative environnementale de remise en état

Performance de 2015 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 totale et des volumes d'équivalent dioxyde de carbone (éq. CO2) émis par les installations exploitées par Suncor.

Production

Les données sur la production contenues dans notre Rapport annuel 2015 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 pour calculer l’intensité, qui contient la totalité des volumes de 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 exploitées par Suncor. Pour les besoins de notre Rapport sur le développement durable, la production nette de l’entreprise en 2015 s'est chiffrée à environ 48,2 millions de mètres cubes (m3) contre 45,4 millions de m3 en 2014. La hausse de la production en 2015 reflète une production accrue dans nos installations in situ et des sables pétrolifères, étant donné que nous avons été en mesure d'accroître la capacité nominale de Firebag à 203 000 barils par jour (b/j) en 2015 grâce aux activités de désengorgement réussies et à un taux d’utilisation des installations de valorisation de plus de 90 %.

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.

  • L’intensité des installations, sur une base individuelle, est calculée en fonction de la production nette de l'installation et n’inclut pas les carburants produits à l’interne et les volumes consommés.
  • L’intensité des unités commerciales est calculée en utilisant la production nette de l’unité commerciale. La production nette des unités commerciales se fonde sur la production nette des installations individuelles dans ces mêmes unités commerciales moins les transferts de produits intermédiaires au sein de l'unité.
  • L'intensité des émissions de GES pour l'ensemble de la Société est calculée en fonction de la somme de la production nette des unités commerciales moins les transferts de produits entre les unités commerciales.

Comme nous l'avons indiqué dans notre Rapport annuel 2015, la production totale en amont s'est chiffrée en moyenne à 577 800 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) en 2015, contre 534 900 bep/j en 2014. La production du secteur Sables pétrolifères (à l'exclusion de Syncrude) a atteint 433 600 b/j en moyenne en 2015, par rapport à 390 900 b/j en 2014.

Télécharger le Rapport annuel 2015 (PDF, 152 p., 2,8 Mo)

Nos activités de base des Sables pétrolifères ont connu une autre année record en 2015, entraînant une augmentation de 10,5 % de la production annuelle des activités de base des Sables pétrolifères et une production record du pétrole brut synthétique. Ces résultats sont principalement attribuables à la fiabilité des activités dans tous les actifs du secteur Sables pétrolifères, plus particulièrement au taux d’utilisation des installations de valorisation de 91 %.

En 2015, l'augmentation de la capacité nominale de Firebag de 180 000 b/j à 203 000 b/j est attribuable aux activités de désengorgement rentables et à la production record à Firebag. Un faible ratio vapeur/pétrole record de 2,6 a été atteint à Firebag en 2015 surtout à cause des stratégies optimisées de gestion des gisements et une solide performance des puits intercalaires.

Émissions absolues globales et intensité des émissions

Les émissions absolues de dioxyde de carbone (CO2) ont atteint 20,5 millions de tonnes en 2015, contre 20,5 millions de tonnes en 2014, alors que la production a augmenté de 7 %. Par conséquent, en utilisant les protocoles de la Global Reporting Initiative (GRI) acceptés mondialement, l'intensité de nos émissions de GES pour l’ensemble de l’entreprise a diminué de 6 % en 2015 compte tenu que nos activités en cours ont affiché des gains d'efficacité énergétique, atteint des niveaux records de production (dans les installations du secteur Sables pétrolifères) et démontré une fiabilité accrue.

Les diminutions de l’intensité en amont sont principalement attribuables à notre installation in situ de Firebag et à notre usine de base des Sables pétrolifères, compte tenu d’une production accrue à Firebag et d’un ratio vapeur-pétrole demeuré bas ainsi que d’une utilisation accrue des installations de valorisation.

En aval, les diminutions de l’intensité ont été grandement attribuables à la performance améliorée à nos raffineries de Sarnia, Montréal et Commerce City ainsi qu’à notre usine de lubrifiants à Mississauga. Cette performance a été légèrement compensée par une augmentation de l’intensité à notre raffinerie d’Edmonton attribuable à des activités de maintenance planifiées en 2015.

En apprendre davantage sur les coefficients d’émissions qui ont servi à évaluer notre performance de 2015 en matière de GES

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

Consommation totale d’énergie et intensité énergétique

Les émissions de GES sont étroitement liées à la consommation d’énergie dont environ 90 % des émissions de GES directes sont reliées à la consommation d’énergie pour les activités.

Suncor s'est engagée envers la gestion de l'énergie et l'amélioration continue des réductions des émissions de GES chaque jour dans le cadre de l'excellence opérationnelle.

En 2015, nous avons poursuivi nos efforts pour atteindre notre objectif de performance environnementale relativement à l’efficacité énergétique que nous avons établi il y a sept ans afin d’améliorer de 10 % notre efficacité énergétique d’ici la fin de 2015. Chacun de nos secteurs s’est efforcé d’améliorer son efficacité énergétique en 2015. Certains des faits saillants de l’année écoulée comprennent :

  • Fiabilité et utilisation accrues des activités de notre usine de base des sables pétrolifères
  • Augmentation de la capacité nominale de Firebag grâce au désengorgement de l’installation et au maintien d’un ratio vapeur/pétrole faible en raison du rendement du puits intercalaire et de la gestion optimisée du gisement
  • Améliorations opérationnelles et mise en place de divers projets d’efficacité énergétique à nos raffineries

Voir plus de détails sur notre performance ci-dessous :

Les graphiques suivants sur la consommation d’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 se trouvent nos installations. 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 réductions des émissions de GES associées ne sont pas actuellement déduites de notre empreinte totale de GES. Toutefois, en produisant cette électricité à plus faible intensité d’émissions de GES et en la vendant au réseau électrique, nous compensons d’autres formes de production d’électricité (comme celle au charbon) et réduisons les émissions de GES globales à l’échelle de la province associées à la production d’électricité.

Veuillez prendre note que tous les chiffres inclus ne concernent que les 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

Faits saillants sur la performance

Les faits saillants et explications qui suivent décrivent les écarts d'émissions les plus marqués à certaines de nos installations. Aucun commentaire n'est fourni 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 légèrement augmenté de 1,7 % en 2015, comparativement à 2014 en raison principalement d’une hausse de la production, mais elles ont été légèrement compensées par des mesures d’émissions fugitives inférieures.

L'intensité des émissions a diminué de 8 % comparativement à la même période. La baisse peut être largement attribuée à une meilleure fiabilité, ainsi qu’à un débit plus élevé de l’usine de valorization en raison de l’approvisionnement accru provenant de Firebag.

Émissions absolues et intensité des émissions de GES des Sables pétrolifères

Fort Hills

Le projet minier Fort Hills, sanctionné en 2013, devrait avoir une capacité de production de 180 000 barils/jour de bitume. Nous prévoyons que cela ajoutera plus de 3 millions de tonnes d’éq. CO2 au profil d’émissions de GES de nos actifs exploités une fois la capacité nominale totale atteinte après le démarrage en 2017.

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 ce 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. Dans nos scénarios, les impacts prévus sont de 0,10 $ à 0,50 $/baril, compte tenu de notre prix du carbone interne fictif et des divers degrés de rigueur et de couverture.

L’incidence de pénalités plus élevées n’est qu’un des risques évalués dans le volet économique du projet.

In Situ

Les émissions absolues globales de nos installations du secteur In Situ sont demeurées relativement stables en 2015 par rapport à 2014. La stabilité des émissions est principalement attribuable à une augmentation de la capacité nominale de Firebag de 180 000 b/j à 203 000 b/j et à un ratio vapeur-pétrole extrêmement faible. Par conséquent, cette augmentation de la production n’a fait qu’augmenter légèrement les émissions globales du secteur In Situ. De plus, les émissions de MacKay River ont légèrement diminué en raison d’un changement de méthodologie pour les émissions indirectes de portée 2 afin de se conformer aux exigences réglementaires de déclaration des émissions directes de portée 1.

L'intensité des émissions dans le secteur In Situ en 2015 a considérablement diminué (10 %) principalement en raison d'un faible ratio vapeur-pétrole à Firebag attribuable à des stratégies optimisées de gestion des gisements et une solide performance des puits intercalaires.

 

Exploration et production

Côte Est du Canada

Les émissions de Terra Nova ont diminué de 15 % par rapport à 2014 et la production en 2015 a été 22 % plus faible qu'en 2014. La production de Terra Nova a diminué en 2015 principalement en raison d'une activité de maintenance non planifiée plus élevée en 2015 par rapport à 2014 et d'une diminution naturelle de la production compte tenu de la maturation de l'actif.

À l'heure actuelle, Terra Nova est le seul actif de la Côte Est du Canada que Suncor exploite. Les 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.

Activités terrestres – Amérique du Nord

Les émissions du secteur Activités terrestres – Amérique du Nord ont diminué de 53 % en 2015 et la production a diminué de 15 % étant donné que 2015 était la première année complète où les résultats déclarés ne portaient que sur les activités du nord-est de la Colombie-Britannique. Suncor a conclu la vente de son usine et de son champ de gaz naturel de Wilson Creek en Alberta à la fin de 2014.

Les données déclarées pour les Activités terrestres – Amérique du Nord reflètent les actifs qui nous appartenaient en 2015. Au cours des années précédentes pendant lesquelles des actifs du secteur Activités terrestres – Amérique du Nord ont été cédés, les émissions des actifs cédés faisaient partie des résultats enregistrés jusqu'au moment de leur vente. Par conséquent, les émissions de Wilson Creek sont incluses jusqu’à la date de la vente à la fin de 2014 tandis que les émissions de l’installation restante en C.-B. sont incluses pour la totalité de 2015. 

Raffinage et commercialisation

En 2015, les émissions de GES et l’intensité des émissions à nos installations du secteur Aval ont diminué principalement en raison d’un taux d’utilisation élevé des raffineries. Comparativement à 2014, les émissions ont légèrement diminué de 0,5 % et l’intensité des émissions a diminué de 2,2 %.

Énergies renouvelables

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. 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 ont légèrement augmenté de 2014 à 2015 avec des augmentations de 2,5 % et de 1,2 % respectivement.

Énergie éolienne

Suncor et ses partenaires sont impliqués dans six parcs éoliens en opération qui affichent une capacité de production totale de 287 mégawatts (MW), suffisamment pour fournir de l'électricité à environ 110 000 foyers canadiens. Les données sur la performance indiquées ne concernent que les parcs éoliens exploités, et ne sont pas rajustées pour indiquer les parts de l’entreprise.

Au quatrième trimestre de 2015, Suncor a débuté l’exploitation du parc éolien Cedar Point dans le sud-ouest de l’Ontario. En 2015, Suncor a conclu une entente d’échange d’actifs avec TransAlta Corporation visant à échanger le parc Kent Breeze de 20 MW en Ontario et notre participation dans le parc Wintering Hills de 88 MW en Alberta contre les installations de cogénération Poplar Creek de TransAlta ainsi que certains éléments d’infrastructure importants pour la transmission et la distribution.

Les données publiées dans le Rapport sur le développement durable de cette année comprennent les données pour Wintering Hills et Kent Breeze jusqu’à la date de leur vente et les données de production pour l’ensemble de l’exercice pour Adelaide. En 2015, nos parcs éoliens ont émis moins de 400 tonnes métriques d’équivalent CO2 et produit plus de 310 000 MWh. Aux fins de référence, une usine à gaz naturel de taille équivalente produisant un volume semblable d’électricité générerait annuellement plus de 116 000 tonnes d’équivalent CO2. Il s’agit de 300 fois plus d’émissions que nos parcs éoliens.

Suncor, environnement – émissions atmosphériques

Coefficients d'émission 2015

L’évaluation des émissions de GES est complexe, c’est pourquoi il est important d’agir de manière transparente, uniforme, vérifiable et conforme à la réglementation. Les coefficients d’émission, qui nous permettent d’évaluer les émissions de GES au moyen d’une unité de données sur les activités disponibles (c.-à-d., quantité de carburant consommé, quantité de produits fabriqués), nous aident à y arriver.

Paramètres de déclaration des émissions de gaz à effet de serre (GES)

Les paramètres de déclaration des émissions de GES utilisés dans le Rapport sur le développement durable sont en tonnes métriques d’équivalent dioxyde de carbone (éq. CO2). Cette unité, qui est régulièrement utilisée pour la déclaration de GES, représente les volumes de gaz pour lesquels des études ont démontré leur effet sur l’atmosphère planétaire. Équivalent CO2 signifie que des GES individuels ont été multipliés par leur potentiel de réchauffement de la planète (PRP) évalué par rapport au dioxyde de carbone (CO2). Le présent rapport utilise les PRP sur 100 ans émis par le quatrième rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC), qui s’aligne sur plusieurs compétences déclarant des GES, incluant Environnement Canada et l’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis. Cela est conforme à nos Rapports sur le développement durable 2014 et 2015; toutefois, les rapports sur le développement durable antérieurs à 2014 utilisaient le troisième rapport d’évaluation du GIEC.

Les principaux impacts découlant de l’utilisation des PRP émis par le quatrième rapport d’évaluation du GIEC sont les émissions de méthane qui augmentent légèrement en raison d’un accroissement du coefficient PRP de 21 à 25. Les émissions d’oxydes d’azote (N20) ont légèrement diminué, ce coefficient étant passé de 310 à 298. D’autres GES ont aussi vu leurs PRP rajustés mais ont peu ou pas d’impact sur nos émissions totales de GES.

Évaluation des sources d’émissions potentielles

En tant que société énergétique intégrée couvrant divers territoires, secteurs et activités, nous utilisons plusieurs protocoles de coefficients d'émission différents élaborés à l'extérieur et acceptés publiquement pour développer des méthodes de calcul des émissions spécifiques à chaque installation. Nous sélectionnons le protocole approprié en fonction du type de carburant spécifique à l'installation et de sa composition, de la source d'émission et de l'installation ou du territoire visés. Tel qu’exigé par les organismes de réglementation et vérifié par des vérificateurs externes, nous utilisons les protocoles et méthodes relatifs aux GES acceptés pour déterminer le profil global de nos émissions.

En plus d'utiliser les coefficients d'émission spécifiques au carburant, certaines émissions de GES sont calculées à l'aide du taux de consommation spécifique au processus ou à l'équipement, tel la durée de fonctionnement en heures et non le volume de carburant. Nombre de nos installations ont des processus complexes qui exigent des coefficients d’émission spécifiques et des méthodes pour calculer avec précision leurs émissions.

Principalement, nos installations utilisent des protocoles et méthodologies exigés dans leur juridiction. Toutefois, si aucune méthodologie prescrite n’est exigée, il pourrait être nécessaire d'utiliser une combinaison de méthodes standards pour une même installation si des facteurs particuliers à l'installation et au secteur ne peuvent être couverts par une seule norme ou un seul règlement. Il peut arriver à l'occasion que certains coefficients d'émission plus précis, mesurés, calculés à partir de données de composition ou fabriqués, soient fournis par un fabricant d'équipement spécifique. Ces coefficients sont privilégiés afin de garantir la meilleure qualité de données qui soit et l’utilisation des mesures les plus justes.

Dans la mesure du possible, les facteurs d'émissions spécifiques sont calculés à partir de données mesurées réelles par rapport à des facteurs génériques estimés par défaut. Dans d'autres cas, par exemple pour calculer les émissions indirectes provenant de l'électricité achetée à l'extérieur, nous utilisons tout d’abord des coefficients prescrits par les organismes de réglementation, le cas échéant, puis les coefficients spécifiques à l'installation, et finalement, les coefficients d'émissions publiés pour les sources d’émissions résiduelles.

En raison de la nature unique de chaque installation, nous avons plus de 1 400 coefficients d’émissions standards dans notre Système de gestion de l’information environnementale qui s’appliquent à différentes installations. Ce nombre n’inclut pas les milliers de coefficients additionnels calculés quotidiennement pour différents carburants et différentes installations selon une analyse de la composition du carburant. Ces coefficients nous donnent la composition du gaz en temps réel et le contenu en carbone qui en découle.

Le rôle de la réglementation sur la déclaration des GES

Plusieurs territoires ont développé ou développent présentement des exigences normatives qui spécifient les coefficients à utiliser. Par exemple, l’EPA et les organismes de réglementation de la Western Climate Initiative du Québec, de l'Ontario et de la Colombie-Britannique exigent que tous les exploitants utilisent les coefficients spécifiés pour l'année de déclaration 2015.

L'Alberta exige que les grands émetteurs utilisent la méthode et les coefficients d'émissions utilisés conformément aux données de référence du Règlement sur les émetteurs de gaz désignés (SGER) approuvé par leur gouvernement; de plus, aucun changement ne peut être apporté sans que les émissions de l'année de référence et de l'année précédente soient retraitées et revérifiées par rapport aux données de référence. Chacune de nos installations, qui fait une déclaration dans le cadre du SGER, a obtenu des résultats positifs (approuvés) pour l’année de déclaration 2015 à un niveau d'assurance raisonnable.

Pratiques et méthodologies normalisées

Des agences externes ont développé des méthodologies normalisées et acceptées par l'ensemble de l'industrie que les exploitants peuvent utiliser en l'absence de méthodes prescrites. Les pratiques et méthodes normalisées que nous suivons sont largement acceptées, bien établies et documentées, de sorte que les données résultantes peuvent être vérifiées par les gouvernements et les tiers et appliquées uniformément à l'échelle de l'industrie et d'une année à l'autre.

Les liens suivants présentent une liste partielle des méthodologies normalisées et des documents de référence utilisés :