Rapport sur le développement durable 2018

Stratégie de résilience

Une stratégie commerciale pour un avenir énergétique en évolution

Notre industrie vit actuellement un ajustement structurel majeur largement attribuable à la technologie ayant ouvert la porte à un nouvel approvisionnement en pétrole, tel que le pétrole de schiste, et réduit la courbe des coûts de l’approvisionnement. Il est essentiel de cibler l'orientation de l'industrie et les facteurs d'influence clés à court et long terme alors que l'industrie s'adapte afin d'en ressortir plus forte et plus agile.

Délaissement de la ressource : menace ou occasion?

À Suncor, nous considérons comme une occasion le délaissement de ressources pétrolières, c'est-à-dire le fait de laisser dans le sol les hydrocarbures de faible valeur en raison du fort impact environnemental ou du coût élevé associé à leur production. Cela ne veut pas dire que les exploitants canadiens devraient abandonner leurs concessions ou projets. Cela signifie que dans le cadre de notre processus de planification des projets, nous étudions les renseignements sur la qualité du minerai, la géologie et l'hydrogéologie du gisement, le contexte réglementaire et nos plans de remise en état et de clôture afin de déterminer si le gisement contient des zones que nous n'exploiterons peut-être pas.

De plus, les technologies d'extraction en cours de développement pourraient littéralement nous permettre de laisser dans le sol les chaînes d'hydrocarbures lourds et de produire un produit plus léger nécessitant un traitement moindre plus loin dans la chaîne de valeur.

Sables pétrolifères

Le secteur Sables pétrolifères de Suncor regroupe des actifs pétroliers non classiques. Notre perspective de l'avenir nous dit que c'est maintenant plus que jamais le moment de bien connaître notre avantage concurrentiel et de le mettre à profit.

Nous exploitons depuis plus de 50 ans les sables pétrolifères de l'Athabasca d'où nous tirons la plus grande partie de notre production. Le fait de posséder une base de ressources de premier plan dans certains des gisements de la plus grande qualité dans la région des sables pétrolifères de l'Athabasca ainsi que de mener des activités physiquement intégrées à grande échelle dans cette même région constitue un avantage stratégique. De plus, notre chaîne de valeur très intégrée nous permet de retirer la valeur totale de nos ressources.

En exploitant plusieurs grandes installations de sables pétrolifères dans cette région, nous sommes en mesure de tirer parti de synergies entre ces installations liées à leur emplacement et à des facteurs logistiques, ce qui nous permet d'accroître l'efficacité, de réduire les coûts énergétiques et d'optimiser la gestion de l'eau, des déchets et des résidus.

Depuis quelques années, nous sommes devenus un exploitant de premier plan grâce à la fiabilité accrue de nos installations. Les charges opérationnelles décaissées des activités du secteur Sables pétrolifères sont passées de 39,05 $ CA par baril en 2011 à 23,80 $ CA par baril en 2017.

Les conditions récentes du marché ont fourni des occasions de réunir une plus grande base de réserves de premier plan. Notre acquisition en 2018 d'une participation additionnelle de 5 % dans la coentreprise Syncrude a fait passer notre participation totale à près de 59 %. Cet investissement contracyclique augmente notre production à un coût très intéressant par baril de capacité de production par rapport à un nouveau projet de portée et de nature similaires.

Cette acquisition accroît indirectement notre exposition à la tarification du carbone. Au cours des dernières années, Suncor a considérablement amélioré l'intensité énergétique de la mine et des unités de valorisation de sa propre usine de base du secteur Sables pétrolifères grâce à un déblocage et à une fiabilité accrue. L'augmentation de notre participation dans Syncrude nous donne l'occasion de mettre à profit notre relation avec un exploitant expérimenté en mettant en œuvre un programme technologique solide afin de faire progresser davantage l'efficacité énergétique à notre usine de base et aux installations de Syncrude.

Nous testons notre stratégie pour le secteur Sables pétrolifères et notre stratégie de croissance par rapport aux trois scénarios énergétiques à long terme. Pour chacun des trois, y compris celui du plus grand déclin de la demande en pétrole, nous croyons qu’une quantité importante de pétrole sera requise pendant des décennies. Satisfaire à cette demande sera difficile si les prix du pétrole sont bas ou hautement volatils.

Bien que souvent décrits comme étant le bassin pétrolier le plus vulnérable à un scénario de faible demande en pétrole, nos actifs présentent paradoxalement, grâce à leur très longue durée d'exploitation et à leur faible taux de déclin, un avantage de taille en cas de baisse de la demande en pétrole brut et donc du prix du brut, ou de période prolongée d'incertitude et de volatilité dans les marchés des investissements et des marchandises.

Notre base de réserves de longue durée affiche de faibles coûts de découverte et d'exploration et présente un risque minimal à cet égard. De par leur nature, ces ressources exigent des investissements considérables au départ pour développer un projet, mais une fois l'infrastructure initiale en place, le gisement peut être mis en valeur graduellement pendant une longue période, sans risque associé à l'exploration et sans les capitaux élevés exigés par un nouveau projet.

Les installations du secteur des sables pétrolifères ressemblent davantage à des usines de fabrication. Une fois en service, elles sont bâties pour durer 40 ans et plus à un taux de production régulier. Comme la production n'atteint pas rapidement un sommet suivi d'un déclin, chaque nouvelle expansion additionnelle contribue à sa croissance. Une fois que les coûts d'immobilisations initiaux élevés sont amortis, une installation peut continuer de fonctionner avec de faibles coûts d'exploitation et uniquement du capital de maintien.

Accès aux marchés pour notre bitume

L'accès aux marchés des raffineries mondiales permet au Canada de recevoir la valeur totale pour son produit.

Suncor a des intérêts dans tous les principaux projets de pipelines proposés et (ou) approuvés (Keystone XL, canalisation 3 et Trans Mountain) mais, il est important de souligner qu’aucun pipeline à lui seul n'influera sur notre capacité à réaliser nos plans de croissance pour l'avenir. Nous croyons fermement que les pipelines constituent le moyen le plus sûr et respectueux de l’environnement pour transporter des produits, mais même en cas d'autres retards dans les projets de pipelines, nous disposons de la flexibilité de la logistique adéquate pour acheminer notre production vers le marché, incluant Fort Hills.

En mai 2018, le gouvernement du Canada a annoncé qu'il avait conclu une entente portant sur l'achat du pipeline Trans Mountain et de l'infrastructure connexe afin d'assurer la construction du pipeline. Avec cette annonce, le gouvernement a renforcé l'importance de cette infrastructure pour tous les Canadiens.

L'accès aux marchés est essentiel et il est dans l'intérêt national pour nous assurer d'obtenir la pleine valeur pour notre production, car cela se traduira en investissements supplémentaires dans la création d'emplois, les programmes d'éducation et de soins de santé. Ce qui est primordial, c'est de construire ce pipeline et de le gérer de façon sécuritaire et responsable. Nous apporterons notre collaboration pour assurer la réussite de ce projet.

Les carburants de transport dans un avenir où le carbone sera réglementé

Nous prévoyons que notre production de brut en amont continuera d'approvisionner les marchés mondiaux, mais nos activités de raffinage et de commercialisation en aval sont plus susceptibles de subir les effets de la dynamique de l’offre et de la demande de produits raffinés en Amérique du Nord.

Tous les ordres de gouvernement au Canada cherchent à diversifier les parcs de véhicules de transport pour utiliser des carburants sobres en carbone et, par conséquent, on s'attend à ce que les besoins de ravitaillement pour le transport évoluent au fil du temps. La réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur du transport est sans doute l'un des plus grands enjeux, puisque le transport est essentiel à la productivité économique et que les carburants pétroliers liquides sont disponibles à un coût relativement bas et à une forte densité énergétique.

Nous nous attendons à ce que la demande d'essence ralentisse au cours des 10 prochaines années alors que les normes de rendement du carburant pour les véhicules légers entreront en vigueur et que les carburants de remplacement seront davantage utilisés. Nous ne prévoyons aucun effondrement de la demande de distillats à court terme en Amérique du Nord. Nous croyons que le carburant diesel restera à plus long terme le carburant prédominant pour les gros camions de transport, les avions, les navires et le transport ferroviaire, et nous entrevoyons une hausse de la demande compte tenu d’une activité économique accrue. Les normes de rendement du carburant pour les véhicules lourds et le mélange de biodiesel devraient neutraliser une partie de la croissance de la demande favorisée par la croissance économique.

Des pas de géants ont été faits jusqu'à maintenant sur le plan du rendement du carburant grâce à une réglementation ambitieuse et à l'adoption par les consommateurs de véhicule légers plus efficaces. Entre 2000 et 2010, les émissions associées au parc de véhicules au Canada sont passées de 193 g/km à 166 g/km, soit une baisse de 14 %. Avec le remplacement du parc de véhicules au cours de la prochaine décennie, la moyenne des émissions devrait atteindre 97 g/km d'ici 2025*.

Bien que l’avenue qu’emprunteront les États-Unis quant aux normes de rendement des véhicules demeure incertaine, il est techniquement possible de satisfaire à des normes encore plus rigoureuses. Grâce aux progrès technologiques réalisés pour récupérer la chaleur, à l'optimisation des moteurs à commandes informatisées et à la mise au point et à l'utilisation de matériaux plus légers, en se fondant sur la consommation de carburant par kilomètre parcouru, nous croyons que le moteur à combustion interne de l'avenir sera concurrentiel non seulement sur le plan des coûts, mais également sur le plan de l'intensité carbonique par rapport aux carburants de remplacement.

À notre avis, les véhicules hybrides, hybrides enfichables et électriques deviendront rentables comme véhicules de promenade et contribueront, avec les normes relatives au rendement du carburant, à modérer la croissance de la demande mondiale d'essence à long terme.

Technologie des carburants

Suncor a investi dans LanzaTech, un producteur de biocarburants installé aux États-Unis qui développe une technologie de fermentation en phase gazeuse brevetée pour recycler les émissions de gaz résiduaire et de gaz à effet de serre sous forme de carburants et de produits chimiques sobres en carbone.

Suncor a également investi dans Benefuel, une entreprise de commercialisation technologique vouée au développement d'une capacité de production du biodiesel au moyen de charges d’alimentation sobres en carbone et à coût avantageux.

Nous croyons que les carburants liquides resteront la principale source de carburant pour les véhicules pendant de nombreuses années en raison de leur coût, de leur compétitivité sur le plan du carbone, de leur utilité pour les consommateurs et du fait que ces derniers les connaissent bien. La mesure la plus efficace que nous puissions prendre est de continuer à réduire l'intensité des émissions de nos carburants liquides.

Nous pouvons le faire notamment au moyen de mélanges de biocarburants. Suncor possède et exploite la plus grande usine d'éthanol au Canada, qui lui fournit l'éthanol qu'elle mélange à son essence. Les carburants de l'avenir pour les camions de transport lourd, l'aviation et les navires exigeront des mélanges de biocarburants avancés.

Suncor surveille également les technologies développées par des parties externes pour déterminer s'il est opportun d'investir dans la technologie pour l'adapter à nos activités et à quel moment compte tenu de nos objectifs stratégiques et de nos activités.

Stratégiquement, les progrès réalisés dans la technologie du biodiesel pour que ce carburant soit utilisé davantage dans les climats froids confirment notre point de vue, soit que la demande en carburant diesel restera forte. Nous avons la possibilité d'optimiser notre modèle intégré pour remplacer la capacité de raffinage actuelle, ou en ajouter à celle-ci afin de traiter des biocarburants avec des composants du brut biologiques si de tels investissements ont du sens du point de vue de la création de valeur.

À plus long terme, si la demande d'essence baisse alors que celle de distillats augmente ou reste stable, les raffineries devront produire des distillats plutôt que de l'essence. Reconfigurer une raffinerie pour produire plus de distillats exige du capital, car les distillats nécessitent de grandes raffineries complexes alimentées en brut lourd. Les raffineries qui ne sont pas en mesure de faire cet investissement en raison de leur taille, de leur échelle, de leur âge ou de leur diète de brut devront réduire leur capacité, ce qui devrait mener à la rationalisation constante de la capacité de raffinage sur le continent.

L'équilibre de l'approvisionnement au fur et à mesure que les raffineries plus anciennes et moins efficaces fermeront leurs portes permettra de maintenir les marges de raffinage. Nous croyons que les raffineries qui survivront seront celles qui disposent de la flexibilité voulue pour traiter des charges d'alimentation de brut moins coûteuses, sont mieux situées pour approvisionner le marché national et celui de l’exportation, gèrent bien leurs co��ts et mettent fortement l'accent sur des activités marquées par l'efficacité énergétique et la fiabilité. Les raffineries de Suncor sont bien placées pour faire face à cette tendance potentielle.

Notre approche en matière de commercialisation et de distribution comprend une évaluation prudente des options pour l'avenir. Suncor, par l'entremise de sa marque Petro-Canada, exploite actuellement des bornes de recharge de véhicules électriques dans certaines stations-service pour en apprendre davantage sur ce nouveau marché. Nous continuons à évaluer les options et la viabilité d'une expansion de notre situation actuelle et à répondre aux besoins changeants de nos clients.

Plusieurs possibilités plus sobres en carbone telles que le GNL, le GNC, l'hydrogène et les véhicules électriques sont mises de l'avant dans la recherche de la diversification des options de ravitaillement. Nous croyons que le marché n'a pas la capacité de supporter des choix multiples et on ne sait pas encore clairement quelle technologie attirera la faveur des consommateurs.

Gaz naturel

Au début de cette décennie, Suncor a vendu ses actifs de gaz naturel moins stratégiques qui n'approvisionnaient pas directement ses activités dans le secteur des sables pétrolifères. Cette décision reposait largement sur une stratégie de flux de trésorerie et l'opinion selon laquelle les prix du gaz naturel resteraient bas pendant une période prolongée.

En 2018, Suncor a vendu ses propriétés foncières minières dans le nord-est de la Colombie-Britannique, au Canada, à Canbriam Energy Inc. en échange d'une participation en actions de 37 %. La vente est conforme à la stratégie de Suncor de mettre l'accent sur un portefeuille de base d'actifs producteurs de pétrole à haut rendement tout en finançant une société de gaz naturel solide et compétitive. Le gaz naturel devrait continuer de jouer un rôle essentiel durant la transition à un avenir sobre en carbone, particulièrement durant la suppression graduelle du charbon dans la production d'électricité.

Production de pétrole extracôtière

Suncor a des intérêts dans chaque grand projet de mise en valeur au large de la côte Est du Canada. Suncor exploite Terra Nova et détient une participation dans les projets Hibernia, White Rose et Hebron.

Nous sommes un partenaire non exploitant des gisements Buzzard et Golden Eagle en mer du Nord britannique et nous avons élargi nos options dans cette région en acquérant une participation dans Rosebank, un projet à l'étape préalable à l'exploitation.

Nous avons aussi acquis récemment une participation dans le champ Fenja en mer de Norvège. Sous réserve d'une gestion diligente du méthane produit, le pétrole brut extracôtier figure généralement parmi les sources de brut les plus sobres en carbone dans le monde.

Production d'énergie sobre en carbone et renouvelable

Nos scénarios en matière d'énergie indiquent que l'une des principales filières de la décarbonisation du système énergétique est d'accroître considérablement la capacité de production d'énergie sobre en carbone et d'énergie renouvelable, puis d'électrifier un plus grand pourcentage du système énergétique.

Suncor produit de l'énergie renouvelable depuis 2002 afin de commencer à participer à ce secteur en pleine croissance; elle met en valeur les ressources de sables pétrolifères d'aujourd'hui tout en développant de nouvelles sources d'énergie pour l'avenir. Nous avons développé depuis 2002 huit projets éoliens totalisant 395 mégawatts (MW). Aujourd'hui, nous sommes partenaires dans quatre parcs éoliens en exploitation ayant une capacité de production de 111 MW d'énergie éolienne.

En mettant en œuvre des projets d'énergie renouvelable et en vendant ensuite sa participation directe, Suncor est en mesure de générer un rendement du capital investi et des flux de trésorerie pour permettre la mise en œuvre d'autres projets d'énergie renouvelable. Suncor dispose d'un solide portefeuille d'installations de production d'énergie renouvelable à l'échelle du Canada qui permettra de réduire encore davantage l'intensité carbonique du réseau électrique de régions comme l'Alberta et la Saskatchewan où le réseau électrique affiche une intensité carbonique élevée.

Nous étudions aussi la possibilité de développer les premières installations photovoltaïques solaires à échelle industrielle en Alberta pour complémenter notre expérience dans le développement, la construction et l'exploitation de projets d'énergie éolienne.

Dans le cadre de notre évaluation des investissements, nous évaluons les avantages économiques, environnementaux et sociaux, notamment les partenariats avec des communautés autochtones dans des projets d'énergie renouvelable. Cette activité tient également compte des droits d'émissions pouvant servir à compenser les émissions de nos activités dans le secteur des sables pétrolifères.

La nécessité d'utiliser de la vapeur aux installations d'extraction et de traitement du pétrole brut crée la possibilité de cogénération à haut rendement qui fournit de la vapeur et de l'électricité à nos installations et achemine le surplus d'électricité au réseau, à une intensité carbonique inférieure à celle de toute autre production à base d'hydrocarbures.

La cogénération a une grande valeur pour un système énergétique en transition, car en plus de fournir une source fiable d'électricité de base pour gérer le caractère intermittent de l'énergie éolienne et solaire, elle peut remplacer de manière rentable l'électricité produite au charbon par de l'électricité à intensité carbonique beaucoup moins élevée. Suncor, qui dispose actuellement d'unités de cogénération à son usine de base des Sables pétrolifères, à Firebag, à MacKay River et à Fort Hills, exporte l'électricité excédentaire sobre en carbone produite par ces unités au réseau provincial.

Grâce à sa capacité de production d'énergie renouvelable et de cogénération, Suncor fournit environ 700 MW à ses propres installations et exporte approximativement 500 MW au réseau de l'Alberta.

Au fur et à mesure qu'une réglementation sur les changements climatiques est appliquée dans différentes régions, l'énergie renouvelable profite d'une plus grande expansion, ce qui peut améliorer la technologie, l'efficacité et les facteurs économiques. Doter les parcs éoliens et solaires de batteries de stockage afin d'optimiser l'intégration de l'installation au réseau électrique pourrait améliorer encore davantage l'efficacité. Un facteur favorable sera une conception du marché qui facilite une interaction dynamique entre une source d'électricité renouvelable, mais intermittente, et des sources d'électricité de base comme la cogénération.

En 2017, nous avons entamé le processus réglementaire pour remplacer des chaudières au coke par des unités de cogénération à notre usine de base des Sables pétrolifères. En plus de fournir la vapeur nécessaire au fonctionnement de l'installation, les unités de cogénération devraient permettre d'exporter jusqu'à environ 800 mégawatts (MW) d'électricité au réseau provincial, soit l’équivalent d'environ 7 % de la demande actuelle d'électricité en Alberta. Si le projet devait se réaliser comme prévu, la construction devrait commencer en 2019 et la mise en service des unités de cogénération devrait avoir lieu d'ici 2022.

Résilience des installations face aux conditions météorologiques extrêmes

Suncor évalue les risques propres à ses actifs physiques à la lumière des divers risques opérationnels potentiels auxquels ces actifs pourraient être exposés, incluant le risque que représentent les conditions météorologiques extrêmes potentielles dans le cadre des opérations menées dans les régions où nous sommes présents. Suncor gère ces risques par la conception des installations et des méthodes d'exploitation. Elle souscrit également une assurance pour dommages aux actifs, perte de ceux-ci et interruption de la production.

Températures extrêmes

De nombreuses installations de Suncor sont couramment exploitées dans une plage de températures de -40 à +40 °C et sont bâties pour résister aux conditions météorologiques extrêmes. Les périodes prolongées de froid extrême les forcent à fermer à certaines périodes pour assurer la sécurité des travailleurs et éviter les contraintes indues sur le matériel. Les périodes prolongées de chaleur extrême peuvent mener à des réductions de production si on ne dispose pas d'une quantité adéquate d’eau de refroidissement. Les raffineries de Suncor à Montréal et à Sarnia ont accès à d'immenses plans d'eau de refroidissement et sont donc beaucoup moins exposées à ce risque.

Ouragans et icebergs

Terra Nova, l'installation de Suncor au large de la côte de Terre-Neuve-et-Labrador, est exploitée à la limite de la zone des tempêtes de vents de l'Atlantique, une région sujette aux ouragans et à la présence d’icebergs. Les risques associés à la saison des ouragans sont gérés par un système de suivi continuel des conditions météorologiques qui surveille les systèmes de tempête dans l'Atlantique Nord.

Il existe également un risque dans la région de dommages à nos installations causés par des icebergs. Nous gérons ce risque dans le cadre de la conception des installations et à l'aide d'un système de surveillance continuelle du positionnement des icebergs. S'il n'est pas possible de modifier la trajectoire d'un iceberg, un système d'intervention en cas d'urgence permet de dégager la plateforme flottante et de la déplacer dans des eaux plus sûres, ce qui protège l'actif, mais interrompt la production.

Précipitations et sécheresses

La plupart des installations exploitées de Suncor ne se trouvent pas dans des bassins hydrographiques faisant l'objet de stress et où la disponibilité de l'eau, ou des restrictions rigoureuses sur les prélèvements, pourraient compromettre notre capacité à les exploiter. Les limites de prélèvement d'eau dans le secteur des sables pétrolifères durant les périodes de faible débit l'hiver sont gérées en stockant de l'eau à l'installation si sa conception le permet.

Notre raffinerie de Commerce City est située dans une région souffrant de stress hydrique et les réductions potentielles de l'approvisionnement en eau pourraient exiger l'apport d'eau par pipeline ou camion. La gestion de l'eau est une priorité pour Suncor, qui favorise une innovation de pointe à ses installations de manière à réduire, à recycler, à réutiliser et à retourner l'eau.

Il existe aussi un risque d'inondations saisonnières dans certaines régions où Suncor exerce ses activités qui est géré à l'aide de plans de secours visant à protéger les installations et comprenant des génératrices et des pompes de secours pour drainer les unités et le matériel d'exploitation essentiels.

* Pollution Probe: The Pathways Initiative

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