établir une valeur rapport annuel 2004 de canadian oil sands trust

emise en état à divers projets de sables pétrolifères et que la demande a augmenté pour les diluants.
Toutefois, les écarts se sont accrus après le premier trimestre, et les prix se sont maintenus sous le WTI
jusqu'au quatrième trimestre de 2004, lorsqu'une série de problèmes liés à l'offre ont donné lieu à une
augmentation du prix de vente de notre produit de SSB. Les fluctuations dans les écarts de prix au cours
des deux derniers exercices témoignent d'une augmentation considérable de la volatilité du prix du pétrole
brut et des écarts du SSB par rapport aux prix de référence.
Les résultats de nos couvertures du change et du pétrole brut en place ont entraîné une diminution
globale de 261 M$, ou de 8,44 $ par baril, du montant net de nos produits en 2004, comparativement à
une diminution du montant net de nos produits de 96 M$, ou de 3,95 $ par baril, en 2003. Le montant total
net de nos produits s'est établi à 1,4 G$ en 2004, soit 0,4 G$ de plus que notre budget initial et un niveau
correspondant à nos directives d'orientation publiées le 22 octobre 2004. Ces résultats meilleurs que
prévu s'expliquent par une amélioration importante des prix du WTI aux États-Unis, qui se sont établis en
moyenne à 41,47 $ US par baril, soit un écart positif de plus de 16 $ US par baril par rapport à notre
budget initial de 25 $ US par baril, écart qui a été quelque peu diminué par le raffermissement du dollar
canadien par rapport à notre taux de change inscrit au budget. Nous avions couvert environ 45 % de nos
ventes de pétrole brut, ce qui a réduit l'augmentation des prix réels du pétrole brut par rapport aux prix
inscrits au budget. En outre, l'augmentation de 87,2 millions de barils des volumes de production de
Syncrude, comparativement aux volumes de 86 millions de barils inscrits au budget, a contribué à
l'accroissement du montant net réel des produits.
Au 21 février 2005, en raison de nos prévisions actuelles et de la vigueur du bilan de la Fiducie, nous
n'avons établi aucune couverture du prix du pétrole brut. Les résultats des couvertures du change et du
pétrole brut sont décrits plus en détail dans la section « Gestion des risques » du présent rapport.
Charges d'exploitation
Le total des charges d'exploitation en 2004 a augmenté d'environ 86 M$ comparativement à 2003, dont
une tranche de presque 60 M$ découlait de l'accroissement de la participation directe de la Fiducie en
2004, et une autre tranche de 15 M$ résultant des variations dans le contenu de ligne et les stocks. En
2003, les charges d'exploitation ont été réduites de 6 M$ en raison des gains réalisés sur des couvertures
de gaz naturel, pour lequel aucune couverture n'avait été établie en 2004. Malgré une augmentation de
13 % de la production, le total des charges d'exploitation de Syncrude en 2004 est demeuré pratiquement
inchangé depuis 2003 puisque les coûts importants engagés pour la remise en état des unités de
cokéfaction en 2003 étaient comparables à ceux engagés pour la remise en état et la maintenance d'une
installation d’hydrocraquage LC-Finer, à l'augmentation des coûts d'achat d'énergie et à la hausse des
frais de rémunération variables en 2004.
La hausse considérable de la quote-part de la Fiducie dans les volumes de production de Syncrude, qui
résulte de l'absence de travaux de remise en état des unités de cokéfaction au cours de l'exercice, a
amplement compensé la hausse des charges d'exploitation de la Fiducie, ce qui a permis de réduire les
charges d'exploitation par baril à 19,40 $, comparativement à 21,12 $ par baril pour l'exercice précédent.
Les coûts du gaz naturel se sont établis à 6,28 $ le gigajoule (« GJ »), soit au même niveau en 2004 et en
2003, mais la consommation s'est accrue considérablement en 2004 comparativement à 2003 en raison
d'une hausse de la production. L'accroissement des volumes de consommation en 2004 a été quelque
peu atténué par les travaux de remise en état des unités de cokéfaction en 2003 qui ont entraîné un
accroissement des achats en volume. Le gaz naturel est une composante importante des procédés de
production et de valorisation du bitume.
En 2004, la production de SSB de Syncrude a augmenté d’environ 13 %, soit une production moyenne de
238 000 barils par jour, contre 212 000 barils par jour en 2003. La production record s'explique par
l'absence de travaux de remise en état des unités de cokéfaction en 2004 ainsi que par la plus grande
fiabilité des activités au premier semestre comparativement à 2003. Ces augmentations ont été quelque
peu compromises par des problèmes opérationnels imputables au LC-Finer au deuxième semestre de
l'exercice. Syncrude a dû procéder à la remise en état à grande échelle de l'unité LC-Finer à l'automne
21 Rapport annuel 2004 de Canadian Oil Sands Trust