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TotalEnergies met un point final à la cession des ses sables bitumineux canadiens

AFP le 20 nov. 2023

TotalEnergies a acté lundi soir sa sortie des sables bitumineux au Canada, annonçant avoir finalisé le jour même "la cession à Suncor de l'intégralité des titres de TotalEnergies EP Canada, comprenant notamment sa participation dans l'actif de sables bitumineux de Fort Hills et des obligations logistiques associées".

"La transaction a été conclue pour un montant de 1,47 milliard de dollars canadiens (environ 1,1 milliard de dollars américains), avec une date effective fixée au 1er avril 2023", a précisé le géant français de l'énergie, indiquant avoir reçu, en comptant les ajustements de prix, "un paiement comptant au closing de 1,83 milliard de dollars canadiens (environ 1,3 milliard de dollars américains)".

Le 4 octobre, TotalEnergies avait annoncé avoir finalisé la cession à ConocoPhillips sa participation de 50% dans Surmont et certaines obligations logistiques associées, et avait reçu un paiement comptant au closing de 3,7 milliards de dollars canadiens (environ 2,75 milliards de dollars américains), avec jusqu'à 440 millions de dollars canadiens (environ 330 millions de dollars américains) de paiements additionnels à venir.

Ces ventes auront rapporté au groupe "plus de 4 milliards de dollars américains au quatrième trimestre 2023 qui, comme précédemment annoncé, seront partagés avec nos actionnaires à hauteur de 1,5 milliard sous forme de rachats d'actions en 2023", a déclaré Jean-Pierre Sbraire, directeur financier du groupe, cité dans le communiqué.

Les sables bitumineux de l'ouest canadien forment un vaste gisement de pétrole brut dont le Canada est le principal producteur au monde. Ils sont composés de sable, d'eau, d'argile et d'un type de pétrole appelé bitume, trop lourd et épais pour s'écouler librement, ressemblant à une mélasse, selon l'Association canadienne des producteurs de pétrole (ACPP).

Cette exploitation est très critiquée par les ONG environnementales pour son effet sur le climat: les processus qui permettent de transformer les sables bitumineux en carburant libèrent de trois à cinq fois plus de gaz à effet de serre que le pétrole conventionnel, selon Les Amis de la Terre.

TotalEnergies cède ses sables bitumineux canadiens

AFP le 04 oct. 2023

TotalEnergies a annoncé mercredi avoir finalisé la cession de sa participation dans le gisement canadien de sables bitumineux de Surmont à l'américain ConoccoPhilipps et signé un accord avec le canadien Suncor pour céder le reste de ses titres au Canada.

La transaction avec ConoccoPhilipps a été conclue pour un montant 4,03 milliards de dollars canadiens (2,79 milliards d'euros).

Elle comprend la participation de 50% de la filiale du géant français, TotalEnergies EP Canada, dans l'actif de Surmont, situé dans la province de l'Alberta (ouest) ainsi que certaines obligations logistiques associées, affirme le groupe français dans un communiqué.

Elle prévoit également des paiements additionnels d'ici un an pouvant atteindre 440 millions de dollars canadiens (environ 305 millions d'euros).

TotalEnergies EP Canada a également signé avec le canadien Suncor un accord afin de lui céder l'intégralité de ses titres. Ceux-ci comprennent notamment la participation de TotalEnergies EP Canada dans le gisement de sables bitumineux de Fort Hills ainsi que certaines obligations logistiques associées.

Le montant de la transaction s'élève à 1,47 milliard de dollars canadiens (environ 1 milliard d'euros). Sa finalisation est attendue d'ici fin 2023.

Le projet initial du géant français visait à céder l'intégralité des titres de TotalEnergies EP Canada à Suncor, mais ConoccoPhilipps avait fait usage du droit de préemption qu'il avait sur l'actif de Surmont, dont il détenait déjà 50%.

TotalEnergies avait alors indiqué qu'il voulait "concentrer ses nouveaux investissements pétroliers sur des projets à faible intensité carbone".

Les sables bitumineux de l'ouest canadien forment un vaste gisement de pétrole brut dont le Canada est le principal producteur au monde. Ils sont composés de sable, d'eau, d'argile et d'un type de pétrole appelé bitume, trop lourd et épais pour s'écouler librement, ressemblant à une mélasse, selon l'Association canadienne des producteurs de pétrole (ACPP).

Cette exploitation est très critiquée par les ONG environnementales pour son effet sur le climat: les processus qui permettent de transformer les sables bitumineux en carburant libèrent de trois à cinq fois plus de gaz à effet de serre que le pétrole conventionnel, selon Les Amis de la Terre.

TotalEnergies accepte une offre de Suncor pour le rachat de ses actifs dans les sables bitumineux

27 avril 2023 zonebourse

Suite à l'annonce du projet de spin-off de ses actifs canadiens, TotalEnergies a reçu plusieurs offres spontanées dont une de la part de Suncor Energy Inc pour l'acquisition de l'intégralité des titres de TotalEnergies EP Canada Ltd, offre qui s'est concrétisée au cours du dernier mois. Dans le cadre de l'accord signé, Suncor devrait ainsi acquérir l'intégralité des titres de TotalEnergies EP Canada Ltd pour une considération comprenant un paiement comptant au closing de 5,5 milliards de dollars canadiens (soit environ 4,1 milliards de dollars américains) ainsi que des paiements additionnels
Suncor devrait aussi acquérir des paiements additionnels pouvant atteindre un maximum de 600 millions de dollars canadiens (environ 450 millions de dollars américains) sous certaines conditions.

Ce montant est en ligne avec les valorisations comprises entre 5 et 6 milliards de dollars canadiens envisagées pour la cotation initiale de la société dans le cadre du projet de spin-off par les conseillers financiers de TotalEnergies.
Cette transaction est soumise au non-exercice du droit de préemption des partenaires de TotalEnergies EP Canada Ltd et aux conditions usuelles de réalisation, notamment l'obtention des autorisations requises des autorités publiques. L'objectif de TotalEnergies et de Suncor est de finaliser la transaction avant la fin du 3ème trimestre 2023.

Compte tenu des futurs produits de cette cession, le Conseil d'administration a décidé d'allouer en 2023 au moins 40% du cash-flow (CFFO) généré en 2023 par la Compagnie aux actionnaires (au plus haut de la fourchette de 35-40% annoncée en 2022), soit par le rachat d'actions, soit par une distribution d'un dividende exceptionnel. Le Conseil d'administration prendra sa décision au closing de l'opération, à l'issue d'un dialogue avec ses actionnaires.

Alberta oil production set new record in first half of 2022
Daily production hit 3.6 million barrels per day between January and June

Paula Duhatschek · CBC News · Posted: Aug 10, 2022

Alberta oil production set a new record in the first half of 2022, according to a report by ATB Economics.

Daily production hit 3.6 million barrels a day between January and June — up from 3.5 million barrels in the first half of 2021. A decade ago, average production was roughly 2.3 million barrels a day, the report said.

Oilsands accounted for 85 per cent of the total output, according to ATB, although conventional production grew more quickly. Oilsands production was up 24,000 barrels a day relative to 2021, while conventional production rose by about 62,000 barrels a day.

The uptick in conventional production shows a response to the rising price of oil, said market analyst Kevin Birn.

"You can incrementally respond quicker because it's about taking a rig, putting it out there and drilling it," said Birn, who is the chief analyst for the Canadian market at S&P Global.

The smaller increase on the oilsands side, said Birn, is the result of capacity and efficiencies that have been gradually built over the past decade.

Strong output expected in short-term

Birn expects production in the second half of the year to be even stronger.

The long-term picture is less clear, particularly given efforts around climate legislation in Canada and the U.S., according to Kent Fellows, an assistant professor at the University of Calgary School of Public Policy.

He pointed to the recent Inflation Reduction Act in the United States that devotes $369 billion US to measures to combat climate change and could suggest a long-term change in that country's demand for crude oil.

In Canada, the federal government is holding consultations regarding a cap on emissions in the oil and gas sector.

"There's a big question mark there about how that's going to affect that sector, and if it does affect that sector and it does lead to, say, production cuts, what that means for not just the Canadian economy but the Alberta economy in general," said Fellows.

Investing in CCUS
A big part of this strategy is to invest in Carbon Capture Use and Storage (CCUS) projects. It involves capturing and sequestering CO2 from point sources or directly sucking it from the air.

Most energy forecasts consider CCUS technology as key to achieving the Paris Agreement goals. In fact, it’s also a critical component of Suncor’s net zero efforts.

The oil firm is a major player in the energy sector’s Pathway Alliance (Canada’s oil sands producers group) proposed carbon sequestration hub. It will include a carbon transportation line that connects over 20 oil sands facilities in northern Alberta to a carbon sequestration hub.

The image below illustrates the route.



Suncor is also investing in Svante which develops a post-combustion CO2 capture tech for industrial emissions. The CCUS technology captures CO2 from gas products and processes it for industrial use or permanent storage.

Oil Sands Financing From Canadian Banks Doubles

By Charles Kennedy - Apr 11, 2022

> Oil sands saw a 51-percent jump in financing between 2020 and 2021.
> Bank financing for 30 top oil sands production companies and six key oil sands pipeline companies increased their lending in 2021 by nearly $9 billion.

Despite pledges of net-zero portfolios, Canadian banks doubled their funding for Canada’s oil sands production and related projects to $16.8 billion last year, according to data from a recent report by environmental groups crunched by the Financial Times.

Bank financing for 30 top oil sands production companies and six key oil sands pipeline companies increased their lending in 2021 by nearly $9 billion, according to the data, compiled by FT.

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Canada Oil Sands Output Fully Recovers from Covid

by Andreas Exarheas|Rigzone Staff|Friday, June 25, 2021

Canadian oil sands production has fully recovered from last year’s Covid-19 shock, according to IHS Markit.

The company, which highlighted that this shock saw the largest contraction of upstream production in Canadian history, said the production has exceeded pre-pandemic levels, but warned that lingering Covid impacts, pipeline constraints, and uncertainties related to an accelerating energy transition have reduced the long term growth projection for oil sands.

The latest forecast by the IHS Markit Oil Sands Dialogue expects Canadian oil sands production to hit 3.6 million barrels per day (MMbpd) in 2030, which marks an increase of 650,000 barrels per day compared to 2021 levels. The previous IHS Markit forecast expected production to reach 3.8 MMbpd in 2030.

“Canadian oil sands production recovered rapidly to exceed pre-pandemic levels by the end of 2020 and the outlook for longer term growth remains substantial,” Kevin Birn, the vice president and head of Canadian oil market at IHS Markit, said in a company statement.

“Nevertheless, lingering impacts from the Covid-19 shock, delays to critical transportation infrastructure, and rising energy transition pressures have trimmed that growth outlook from previous estimates,” he added.

“Although oil prices have rebounded and even exceeded pre-pandemic levels, producers are prioritizing rebuilding their balance sheets, paying down debt and returning cash to shareholders … These trends, which will delay a rise in upstream spending in the oil sands, factored into the reduction in the IHS Markit long term growth expectation,” Birn went on to say.

As of June 24, there have been more than 1.4 million confirmed cases of Covid-19 in Canada, with 26,155 deaths, according to the latest information from the World Health Organization (WHO). As of June 18, a total of 30.8 million vaccine doses have been administered in the country, WHO data shows.

Low Crude Prices Force Another Oil Major To Slash Dividends

By Tsvetana Paraskova - May 06, 2020

Suncor Energy is axing its quarterly dividend by 55 percent to reduce its cash breakeven to a WTI Crude price of US$35 a barrel, one of Canada’s biggest oil firms said on Wednesday.

Suncor made the statement when reporting a huge Q1 loss due to impairments stemming from the low oil prices.

“[A]fter taking significant action in reducing capital and operating costs, the Board believes that reducing the current level of dividends is required to drive down the cash breakeven of the company to a WTI price of US$35 per barrel,” Mark Little, president and chief executive officer at Suncor Energy, said in a statement.

Suncor Energy’s Board has decided to cut the quarterly cash dividend by 55 percent to US$0.15 (C$0.21) per common share.

As early as in March, Suncor announced cuts to its oil production and spending for this year, as did all Canadian, American, and international oil companies in response to the oil price collapse.

Today, Suncor said that “At a WTI price of US$35 per barrel, all planned operating and administration costs, sustaining capital and dividends can be covered from operating revenue, once demand returns.”

Suncor reported today a net loss of US$2.5 billion (C$3.525 billion) for Q1 2020, compared to net earnings of US$1.05 billion (C$1.470 billion) for the prior-year quarter, due to low oil prices and non cash after tax asset impairment charges.

“The company’s results in the first quarter of 2020 were impacted by the significant weakness and volatility in commodity prices, compared to the prior year quarter, as a result of the COVID-19 pandemic and OPEC+’s initial plan to increase production,” Suncor said in an unsurprising recap of the events in Q1 which was the highlight of every oil firm’s results release this earnings season.

Suncor joins other Canadian and major international companies that touched the dividend to protect their balance sheets in the current weak operating and price environment. Cenovus Energy, for example, announced last week a temporary suspension of the dividend after swinging to a Q1 loss, while Husky Energy slashed dividends by 90 percent as it also posted a loss. Last week, Shell announced its first dividend cut since World War II.

$0 Oil Forces Canada To Shut Down Crude Production

By Irina Slav - Apr 20, 2020 oilprice.com

Canadian oil companies have begun shutting down steam-driven oil sands production projects as prices continue to fall, Reuters reports, noting the move could have dire long-term consequences for the production facilities.

Steam-driven oil sands production, also called steam-assisted gravity drainage, involves injecting steam into an oil sands deposit to melt the bitumen and make it flow up the well. To ensure long-term production, the temperature and pressure at such sites must be maintained at a certain level. Disruption, Reuters explains, could result in permanent damage, which would translate into a permanent loss of production.

Yet Western Canadian Select, the heavy oil benchmark of Canada, has been trading below $10 for about ten days now, with a temporary spike to $10.13 a barrel last Thursday. At the time of writing, WSC was trading at $-0.01 a barrel.



As a result, producers are being forced to cut. Husky Energy cut its oil sands output by 15,000 bpd. Cenovus reduced its production by 45,000 bpd and said it could raise this further to 100,000 bpd, nothing a cut of this size wouldn’t damage the bitumen reservoirs. ConocoPhillips last week said it would cut its oil sands output by as much as 100,000 bpd.

Earlier this month, ahead of a meeting between Alberta government officials and OPEC, the chief executive of Enbridge said oil producers in Western Canada could shut down as much as 20-25 percent of production in response to the price slide, brought about by the coronavirus outbreak that exacerbated the situation with the supply overhang.

A cut of 20-25 percent translates into 1.1-1.7 million bpd. According to TD Securities, 135,000 bpd of this has already been cut, all in the oil sands, as of April 7. Now, the consultancy says that total production cuts in the oil sands amount to 300,000 bpd and could rise further to 1.5 million bpd.

Canada : retrait d'un mégaprojet controversé de sables bitumineux

AFP parue le 24 févr. 2020

La compagnie canadienne Teck Resources a annoncé dimanche qu'elle renonçait à demander l'autorisation d'exploiter une mine géante de sables bitumineux en Alberta (ouest), un projet controversé sur lequel le gouvernement de Justin Trudeau devait se prononcer d'ici fin février.

Ce projet d'environ 20 milliards de dollars canadiens (14 milliards d'euros), baptisé Frontier, devait permettre la production de 260 000 barils de pétrole par jour. Mais son impact sur l'environnement a été dénoncé par les écologistes et les populations autochtones de la région : l'exploitation de la mine aurait généré 4,1 millions de tonnes de CO2 par an, selon l'étude de l'Agence d'évaluation d'impact du Canada.

L'entreprise basée à Vancouver (ouest) a annoncé dans un communiqué qu'elle avait envoyé une lettre au ministre fédéral de l'Environnement pour lui annoncer sa décision.

"Nous sommes déçus d'en être arrivés à ce résultat", a déploré le PDG de Teck Resources, Don Lindsay, dans sa lettre au gouvernement. "Teck avait proposé un projet responsable sur le plan social et environnemental, en pointe dans le secteur et qui avait le potentiel de créer des bénéfices économiques importants pour les Canadiens", a ajouté le dirigeant, expliquant que sa société cherchait à concilier développement économique et respect de l'environnement.

"Malheureusement", poursuit M. Lindsay, "le débat croissant sur cette question a placé (le projet) Frontier et notre société au coeur de questions bien plus larges auxquelles il reste à apporter des réponses". "Dans ce contexte, il est désormais évident qu'il n'existe pas de possibilité de faire avancer ce projet de façon constructive", a-t-il conclu.

Le gouvernement de Justin Trudeau avait jusqu'à fin février pour annoncer s'il donnait son feu vert ou pas à ce projet, souhaité par les dirigeants de la province pétrolière de l'Alberta qui le jugent essentiel pour la croissance et l'emploi de la région. La décision s'annonçait donc particulièrement délicate pour le Premier ministre qui s'était engagé, lors de sa réélection fin 2019, à faire atteindre la neutralité carbone au Canada d'ici 2050.

M. Trudeau avait déjà été vertement critiqué de toutes parts pour avoir nationalisé en 2018 l'oléoduc Trans Mountain dans l'ouest du pays, puis autorisé son agrandissement.

Depuis trois ans, les investissements dans le secteur pétrolier étaient en baisse. Mais le temps de la croissance est revenu. Un prix du baril soutenu, une croissance économique globale et une demande dynamique ont suffi à réveiller l’industrie et en particulier les pétroliers américains, constate l’Institut français du pétrole (IFPEN).

$15 Billion Oil Sands Project Might Not Go Ahead Even If Trudeau Approves It

By Irina Slav - Jan 30, 2020

Teck Resources is uncertain it will go ahead with a planned oil sands project that is awaiting the approval of the federal Canadian government, the Canadian Press reports, citing Teck’s chief executive.

The Frontier project, estimated to be worth $15.6 billion (C$20.6 billion), is an open oil sands mine that would yield 260,000 bpd at peak production, with its life estimated at 40 years. Yet it must first be approved by the Liberal government that has strict climate change fighting goals.

According to Teck Resources’ CEO Don Lindsay, however, the project may not go through even if the government grants it approval. The problem, he said during an investor conference in Alberta, was oil prices, among other things. Frontier’s profitability was based on higher oil prices, much higher than they are now. When it was first floated, the plan saw profitability at a West Texas Intermediate price of $75 per barrel. WTI is currently trading at a little over $50 a barrel and hasn’t touched $70 for years.

At the moment, the federal government’s decision on the Frontier project is closely watched by all stakeholders. According to some, this decision could seal the fate of the Canadian oil sands industry, which is why it is very likely that the government will delay it as it seeks to find a way to please two opposing camps that have no meeting point. The pro-oil camp wants the industry to grow. The pro-climate camp is fixated on emission reduction.

Whatever Prime Minister Trudeau decides, one of these groups will be unhappy.

Yet if the government does approve the project and Teck Resources decides not to go ahead with it, this could be an even harder blow to the industry, a sign that the investment climate and the oil price environment has worsened so much that it is making projects that were deemed profitable just three years ago, unprofitable.

By Irina Slav for Oilprice.com