Le Lézard
Classé dans : Les affaires
Sujet : Bénéfices / Revenus

Résultats du troisième trimestre de 2019 de Suncor Énergie


À moins d'indication contraire, toute l'information financière est non auditée, est présentée en dollars canadiens et a été établie conformément aux Normes internationales d'information financière, plus précisément la Norme comptable internationale 34 Information financière intermédiaire publiée par l'International Accounting Standards Board. Les volumes de production sont présentés selon la participation directe avant redevances, sauf pour la production de la Libye, qui est présentée en fonction des droits. Certaines mesures financières du présent communiqué (fonds provenant de l'exploitation, bénéfice d'exploitation, flux de trésorerie disponibles, charges d'exploitation décaissées des Sables pétrolifères, charges d'exploitation décaissées de Fort Hills et charges d'exploitation décaissées de Syncrude) ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (les·«·PCGR·») du Canada. Voir la rubrique «·Mesures financières hors PCGR·» du présent communiqué. Les informations concernant les activités du secteur Sables pétrolifères ne tiennent pas compte de la participation de Suncor Énergie Inc. (Suncor ou la Société) dans Fort Hills et Syncrude.

CALGARY, Alberta, 30 oct. 2019 (GLOBE NEWSWIRE) -- « Au cours du troisième trimestre, Suncor a généré des fonds provenant de l'exploitation de 2,7 G$ et un résultat d'exploitation de 1,1 G$, ce qui rend compte de la capacité de notre modèle d'affaires intégré à dégager d'excellents résultats dans un large éventail de conditions commerciales, a déclaré Mark Little, président et chef de la direction. Nous continuons à honorer l'engagement de Suncor envers ses actionnaires en redistribuant 1,4 G$ de trésorerie sous la forme de dividendes et de rachats d'actions accrus. »

Résultats financiers

Résultat d'exploitation

Le résultat d'exploitation de Suncor pour le troisième trimestre de 2019 s'est établi à 1,114 G$ (0,72 $ par action ordinaire), en comparaison de 1,557 G$ (0,96 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Parmi les faits saillants du troisième trimestre, mentionnons l'augmentation des volumes de production de pétrole brut et du débit de traitement du brut par les raffineries comparativement à ceux de la période correspondante de l'exercice précédent. La croissance des volumes de production à Syncrude et l'accélération de la cadence de production à Fort Hills et à Hebron au cours de l'exercice à l'étude se sont traduits par une augmentation de la production de pétrole brut au troisième trimestre de 2019, augmentation qui a été partiellement neutralisée par les travaux de maintenance planifiés, par l'incidence des réductions obligatoires de la production imposées par le gouvernement de l'Alberta et par une panne imprévue survenue à Hibernia qui a été résolue à la fin du troisième trimestre. En outre, le résultat d'exploitation rend compte de l'incidence positive de la réalisation d'un profit intersectoriel sur les transferts de stocks, comparativement à l'élimination d'un profit intersectoriel au troisième trimestre de l'exercice précédent.

Le recul du résultat d'exploitation est principalement attribuable au contexte commercial moins favorable, qui s'est traduit par une baisse des prix obtenus pour le pétrole brut et par une diminution des marges de raffinage, de même que par une hausse des charges d'exploitation et des frais de transport.

Résultat net

La Société a enregistré un résultat net de 1,035 G$ (0,67 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2019, contre un résultat net de 1,812 G$ (1,12 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l'exercice précédent. En plus des facteurs ayant eu une incidence sur le résultat d'exploitation qui sont mentionnés ci?dessus, le résultat net du troisième trimestre de 2019 rend compte d'une perte de change latente après impôt de 127 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains et d'un profit après impôt de 48 M$ comptabilisé par le secteur Exploration et production (« E et P ») au titre de la vente de certains actifs non essentiels. Le résultat net du trimestre correspondant de l'exercice précédent tenait compte d'un profit de change latent après impôt de 195 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains et d'un profit après impôt de 60 M$ découlant de la vente de la participation de la Société dans le projet d'exploitation minière de sables pétrolifères Joslyn.

Fonds provenant de l'exploitation et flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

Les fonds provenant de l'exploitation, qui se sont établis à 2,675 G$ (1,72 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2019, comparativement à 3,139 G$ (1,94 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2018, reflètent l'incidence des mêmes facteurs que ceux mentionnés ci?dessus qui ont influé sur le résultat d'exploitation.

Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont chiffrés à 3,136 G$ (2,02 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2019, comparativement à 4,370 G$ (2,70 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2018. En plus des éléments susmentionnés à l'égard du résultat d'exploitation, les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation reflètent également une entrée de trésorerie moins élevée liée au solde du fonds de roulement de la Société au cours du troisième trimestre de 2019, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Ils reflètent également une diminution des soldes de créances liée à la baisse des cours de référence du pétrole brut.

Résultats d'exploitation

La production en amont totale de Suncor s'est établie à 762 300 barils d'équivalent pétrole par jour (« bep/j ») pour le troisième trimestre de 2019, comparativement à 743 800 bep/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse a été principalement attribuable à une hausse de la production à Syncrude et à l'accroissement de la production de Fort Hills et de Hebron tout au long de 2018. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par l'incidence des travaux de maintenance planifiés et des réductions obligatoires de la production dans la province d'Alberta, lesquelles sont entrées en vigueur le 1er janvier 2019, et d'une interruption non planifiée à Hibernia, laquelle a été résolue à la fin du troisième trimestre.

Au cours du troisième trimestre de 2019, la Société a tiré parti de sa présence unique et de la polyvalence de ses actifs pour maximiser la valeur des barils alloués aux termes du programme de réduction obligatoire de la production, en mettant l'accent sur la production de pétrole brut synthétique à plus haute valeur, notamment par le transfert des allocations au titre des réductions entre les actifs de la Société. Compte tenu de nos travaux de maintenance planifiés, les possibilités d'acheter des quotas de production auprès d'autres exploitants et leur disponibilité étaient limitées au cours du trimestre à l'étude.

Les volumes de production du secteur Sables pétrolifères se sont chiffrés à 422 200 b/j au troisième trimestre de 2019, contre 476 100 b/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse de la production a trait essentiellement aux travaux de maintenance planifiés aux installations de valorisation et aux réductions obligatoires de la production imposées en Alberta, ce qui a donné lieu à une baisse du taux d'utilisation des installations de valorisation, qui s'est établi à 91 % au troisième trimestre de 2019, comparativement à 95 % au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La production de bitume non valorisé provenant des actifs in situ de la Société s'est établie à 105 200 b/j au troisième trimestre de 2019 contre 146 000 b/j au troisième trimestre de 2018, compte tenu essentiellement de l'incidence des réductions obligatoires de la production, la Société maximisant la production aux installations de valorisation afin de produire des barils de pétrole brut synthétique à valeur plus élevée, et les travaux de maintenance d'envergure ont été effectués à Firebag au troisième trimestre de 2019.

Les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères ont augmenté pour s'établir à 26,60 $ au troisième trimestre de 2019, contre 22,00 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui s'explique principalement par l'incidence des réductions de production obligatoires et par les changements volontaires que la Société a apportés à la composition de sa production en vue d'en maximiser la valeur, des travaux de maintenance planifiés et de l'augmentation des coûts liés aux entrepreneurs miniers.

La quote?part de Suncor dans la production de Fort Hills s'est élevée à 85 500 b/j en moyenne au troisième trimestre de 2019, en comparaison de 69 400 b/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de l'accroissement de la cadence de production, partiellement contrebalancé par les réductions obligatoires de la production. Les charges d'exploitation décaissées par baril de Fort Hills se sont établies à 24,25 $ au troisième trimestre de 2019, comparativement à celles de 33,45 $ inscrites au trimestre correspondant de l'exercice précédent, du fait de la hausse de la production et de la diminution du total des charges d'exploitation décaissées à Fort Hills.

La quote?part de Suncor dans la production de Syncrude s'est établie à 162 300 b/j au troisième trimestre de 2019, en comparaison de 106 200 b/j au troisième trimestre de l'exercice précédent. Cette augmentation est principalement attribuable au fait que la production s'est moins ressentie des travaux de maintenance planifiés menés au cours du trimestre à l'étude, comparativement à l'exécution de travaux de maintenance non planifiés au troisième trimestre de l'exercice précédent. Le taux d'utilisation des installations de valorisation de Syncrude s'est établi à 80 % au troisième trimestre de 2019, en comparaison de 52 % au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les charges d'exploitation décaissées par baril de Syncrude se sont établies à 40,50 $ au troisième trimestre de 2019, en baisse par rapport à celles de 63,85 $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent, surtout en raison d'une hausse de la production.

Les volumes de production du secteur E et P se sont établis à 92 300 bep/j au troisième trimestre de 2019, en comparaison de 92 100 bep/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les augmentations de la production à Hebron et à Oda, qui a débuté la production au cours du premier trimestre de 2019, ont été contrebalancées en partie par une interruption non planifiée à Hibernia, laquelle avait été résolue avant la fin du troisième trimestre, et par la déplétion naturelle à Golden Eagle et à Buzzard.

Le débit de traitement du brut par les raffineries a atteint 463 700 b/j, et le taux d'utilisation des raffineries s'établissait à 100 % au troisième trimestre de 2019, ce qui avoisine le débit de 457 200 b/j et le taux d'utilisation des raffineries de 99 % au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les ventes de produits raffinés ont augmenté pour se chiffrer à 572 000 b/j au troisième trimestre de 2019, en comparaison de 565 500 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui rend compte d'un volume considérable de ventes au détail.

« Nous continuons à honorer notre engagement en matière d'excellence opérationnelle grâce à l'exploitation fiable de nos actifs en amont et de nos raffineries, dont le taux d'utilisation a atteint 100 %, a affirmé Mark Little. Nous avons enregistré des ventes au détail records et un excellent rendement des actifs en amont malgré les travaux de maintenance planifiés et l'incidence des réductions obligatoires de la production. »

Mise à jour concernant la stratégie

Suncor s'efforce toujours de maximiser la redistribution de trésorerie à ses actionnaires, ayant racheté 19,2 millions d'actions ordinaires en contrepartie d'un montant de 756 M$ dans le cadre de son offre publique de rachat dans le cours normal des activités et versé des dividendes de 650 M$ pour le troisième trimestre de 2019. La Société a également réduit sa dette de 572 M$ au cours de la même période. En 2019, Suncor a redistribué 3,792 G$ en trésorerie aux actionnaires sous la forme de dividendes et de rachats d'actions, en contrepartie d'un montant correspondant à 46 % du total des fonds provenant de l'exploitation, et a réduit sa dette de 970 M$ grâce à la marge de manoeuvre que lui procure toujours sa stratégie de répartition du capital.

Suncor continue de faire évoluer les projets et les investissements destinés à accroître graduellement et durablement ses flux de trésorerie disponibles annuels en investissant de manière stratégique dans l'accroissement de la production des actifs existants et en réduisant les coûts d'exploitation et de maintenance, tout en réalisant des progrès au chapitre de la sécurité, de la fiabilité et de la durabilité.

Au cours du troisième trimestre de 2019, la Société a engagé 1,487 G$ en dépenses en immobilisations, compte non tenu des intérêts inscrits à l'actif, en hausse par rapport à celles de 1,180 G$ au trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui s'explique principalement par des investissements liés aux révisions du fait d'un programme de maintenance de plus grande envergure mené dans le secteur Sables pétrolifères et à Syncrude.

Toujours au troisième trimestre de 2019, Suncor a annoncé son intention de remplacer ses chaudières à coke par une nouvelle centrale de cogénération à son usine de base des sables pétrolifères. Les unités de cogénération garantiront la fiabilité de la production de vapeur nécessaire aux activités d'extraction et de valorisation de Suncor et devraient réduire d'environ 25 % l'intensité des émissions de gaz à effet de serre (« GES ») associées à la vapeur produite à l'usine de base des sables pétrolifères. Le coût du projet est estimé à 1,4 G$, et sa mise en service est prévue pour le deuxième semestre de 2023.

La construction du projet d'interconnexion des pipelines reliant l'usine de base des sables pétrolifères de Suncor et Syncrude s'est poursuivie au cours du troisième trimestre de 2019 en prévision d'une mise en service prévue pour le deuxième semestre de 2020. Le pipeline bidirectionnel devrait accroître l'intégration de ces actifs et améliorer la fiabilité des activités d'exploitation à Syncrude.

« Le projet d'aménagement d'une nouvelle centrale de cogénération approuvé ce trimestre marque un jalon décisif dans la mise en oeuvre de nos initiatives de réduction de l'intensité de nos émissions de gaz à effet de serre et de croissance structurelle des flux de trésorerie disponibles, a indiqué Mark Little. Ce projet, ainsi que le projet d'interconnexion des pipelines de Syncrude, le déploiement de camions autonomes et la mise en oeuvre de nouveaux procédés de gestion des résidus miniers devraient dégager environ la moitié des 2 G$ que nous nous sommes fixés comme objectif en matière de flux de trésorerie disponibles. Ces avancées soulignent notre engagement à assurer une forte croissance économique axée sur le développement durable et le progrès technologique. »

La Société continue de mettre l'accent sur la croissance stratégique de la production tirée des actifs existants, notamment en élaborant des projets de forage d'extension extracôtiers dans le secteur E et P. Les activités de forage sont en cours à Hebron et la production continue d'augmenter. Le septième et le huitième puits productif sont entrés en service au cours du troisième trimestre et ont permis à Hebron d'atteindre plus tôt que prévu sa capacité de production nominale. Les autres activités du secteur E et P au troisième trimestre comprenaient les activités de forage de développement de Hibernia, Buzzard et Terra Nova, ainsi que les travaux de mise en valeur du projet Fenja et du projet d'extension ouest de White Rose.

Suncor est toujours déterminée à réduire l'intensité de ses émissions totales de GES de 30 % d'ici 2030 et continue à investir dans les nouvelles technologies à faibles émissions de carbone destinées à réduire son bilan carbone. Au cours du troisième trimestre de 2019, la Société a mené à bien des investissements axés sur les technologies propres et a poursuivi le développement d'un réseau pancanadien de bornes de charge rapide pour véhicules électriques. Postérieurement à la clôture du trimestre, Suncor a conclu une prise de participation additionnelle de 50 M$ dans Enerkem Inc., une entreprise de conversion des déchets en biocarburants et en produits chimiques renouvelables. Conjugués à l'autorisation du projet d'actifs de cogénération, ces investissements constituent des projets d'une importance décisive qui devraient permettre à la Société de réaliser des progrès au chapitre des initiatives technologiques et du développement durable afin de favoriser son virage vers une économie à faibles émissions de carbone.

Rapprochement du résultat d'exploitation1)

 Trimestres clos les
30 septembre
 Périodes de neuf mois
closes les 30 septembre
  
(en millions de dollars)2019 2018 2019 2018  
Résultat net1 035 1 812 5 234 3 573  
Perte (profit) de change latent sur la dette libellée en dollars américains127 (195)(355)352  
Incidence des ajustements du taux d'imposition sur l'impôt différé2)? ? (1 116)?  
Profit sur cession importante3)(48)(60)(187)(193) 
Résultat d'exploitation1)1 114 1 557 3 576 3 732  

1) Le résultat d'exploitation est une mesure financière hors PCGR. Tous les éléments de rapprochement sont présentés déduction faite de l'impôt. Se reporter à la rubrique « Mesures financières hors PCGR » du présent communiqué.

2) Au deuxième trimestre de 2019, la Société a comptabilisé un recouvrement d'impôt différé de 1,116 G$ lié à la quasi?adoption par le gouvernement de l'Alberta d'une loi visant à réduire de façon progressive le taux d'imposition des sociétés au cours des quatre prochaines années pour le faire passer de 12 % à 8 %.

3) Le résultat net du troisième trimestre de 2019 tient compte d'un profit après impôt de 48 M$ lié à la vente de certains actifs non essentiels du secteur E et P. Le résultat net du troisième trimestre de 2018 tient compte d'un profit après impôt de 60 M$ découlant de la vente de la participation de la Société dans le projet d'exploitation minière de sables pétrolifères Joslyn. Au cours du deuxième trimestre de 2019, la Société a vendu sa participation de 37 % dans Canbriam, pour un produit total et un profit équivalent de 151 M$ (139 M$ après impôt). La valeur de cette participation avait précédemment été ramenée à zéro au quatrième trimestre de 2018 à la suite de l'évaluation par la Société des prix à terme du gaz naturel et de l'incidence sur les flux de trésorerie futurs estimatifs.

Prévisions de la Société

Suncor a révisé les prévisions pour 2019 qu'elle avait révisées le 24 juillet 2019 concernant notamment la production.

Les prévisions concernant la production totale ont été ramenées d'une fourchette de 780 000 bep/j à 820 000 bep/j à une fourchette de 780 000 bep/j à 790 000 bep/j pour refléter l'incidence des volumes de production pour les neuf premiers mois de 2019 ainsi que les volumes de production prévus pour le quatrième trimestre par suite de l'augmentation des réductions obligatoires de la production. Les prévisions concernant la production ont été revues comme suit : celles du secteur Sables pétrolifères sont passées d'une fourchette de 410 000 b/j à 440 000 b/j à une fourchette 410 000 b/j à 425 000 b/j; celles de Fort Hills sont passées d'une fourchette de 85 000 b/j à 95 000 b/j à une fourchette de 85 000 b/j à 90 000 b/j; celles du secteur E et P sont passées d'une fourchette de 105 000 bep/j à 115 000 bep/j à une fourchette de 105 000 bep/j à 110 000 bep/j. En conséquence de la révision de la fourchette de production du secteur Sables pétrolifères, les prévisions concernant les ventes de pétrole brut synthétique ont été revues à la baisse, pour être ramenées d'une fourchette de 315 000 b/j à 335 000 b/j à une fourchette de 315 000 b/j à 320 000 b/j.

Les prévisions concernant les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères ont été revues pour passer d'une fourchette de 24,00 $ à 26,50 $ à une fourchette de 27,00 $ à 28,00 $. Ce changement rend compte des réductions obligatoires de la production, de l'incidence des décisions prises sciemment en vue de revoir la composition de la production afin de maximiser la valeur du baril pendant les réductions obligatoires de la production et de l'augmentation des coûts de maintenance et de sous?traitance.

Les prévisions concernant les redevances pour la côte Est du Canada ont été revues pour passer d'une fourchette de 17 % à 21 % à une fourchette de 13 % à 17 %. Cette baisse des taux de redevances est attribuable à la modification de la composition de la production tirée des actifs de la Société situés sur la côte Est du Canada.

Suncor a également révisé les hypothèses sous?jacentes à ses prévisions concernant le contexte commercial pour l'exercice complet, comme suit : le Brent Sullom Voe est passé de 66,00 $ US/b à 63,00 $ US/b, le WTI à Cushing est passé de 58,00 $ US/b à 56,00 $ US/b, le cours au comptant au carrefour AECO est passé de 1,70 $/GJ à 1,50 $/GJ, la marge de craquage 2?1?1 au port de New York est passée de 19,00 $ US/b à 20,00 $ US/b et le taux de change $ CA/$ US est passé de 0,76 à 0,75 à la suite de changements dans la courbe des prix à terme pour le reste de l'exercice. Pour plus de précisions et des mises en garde concernant les prévisions de Suncor pour 2019, veuillez consulter la page suncor.com/perspectives.

Mesures financières hors PCGR

Le bénéfice d'exploitation est défini dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion de Suncor daté du 30 octobre 2019 (le rapport de gestion) et fait l'objet d'un rapprochement avec les mesures les plus directement comparables conformes aux PCGR ci-dessus et dans les rubriques « Information financière consolidée » et « Résultats sectoriels et analyse » du rapport de gestion. Les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères, les charges d'exploitation décaissées de Fort Hills et les charges d'exploitation décaissées de Syncrude sont décrites dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion et font l'objet d'un rapprochement avec les mesures les plus directement comparables conformes aux PCGR dans la rubrique « Résultats sectoriels et analyse » du rapport de gestion. Les fonds provenant de l'exploitation et les flux de trésorerie disponibles sont décrits et font l'objet d'un rapprochement avec les mesures les plus directement comparables établies conformément aux PCGR dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion, le cas échéant. Ces mesures financières hors PCGR ont été incluses parce que la direction les utilise pour analyser la performance opérationnelle, l'endettement et la liquidité et qu'elles peuvent être utiles aux investisseurs pour les mêmes raisons. Ces mesures financières hors PCGR n'ont pas de définition normalisée et, par conséquent, il est peu probable qu'elles soient comparables avec les mesures similaires présentées par d'autres sociétés et elles ne devraient pas être utilisées hors contexte ni comme des substituts aux mesures de rendement établies conformément aux PCGR.

Mise en garde ? renseignements de nature prospective

Le présent communiqué contient certaines informations et certains énoncés de nature prospective (collectivement, les « énoncés prospectifs ») au sens attribué à ce terme par les lois canadiennes et américaines applicables régissant les valeurs mobilières. Les énoncés prospectifs du présent communiqué incluent des références à ce qui suit : l'engagement continu de Suncor à maximiser le rendement pour ses actionnaires; l'attente de Suncor selon laquelle elle continuera de faire évoluer les projets et les investissements destinés à accroître graduellement et durablement ses flux de trésorerie disponibles annuels en investissant de manière stratégique dans l'accroissement de la production tirée des actifs existants et en réduisant les coûts d'exploitation et de maintenance, tout en réalisant des progrès au chapitre de la sécurité, de la fiabilité et du développement durable; les énoncés concernant le programme de remplacement des chaudières à coke de la Société, notamment ceux selon lesquels : les unités produiront une injection de vapeur fiable tout en contribuant à l'atteinte de nos objectifs en matière d'environnement et de croissance des flux de trésorerie disponibles; les unités réduiront d'environ 25 % les émissions de gaz à effet de serre produites par l'injection de vapeur à l'usine de base des sables pétrolifères; le coût du projet est estimé à 1,4 G$, et le projet entrera en service au cours du deuxième semestre de 2023; l'attente selon laquelle le projet d'interconnexion des pipelines qui relient l'usine de base des sables pétrolifères de Suncor à Syncrude, dont la mise en service est prévue pour le deuxième semestre de 2020, renforce l'intégration de ces actifs et augmente la fiabilité à Syncrude; l'attente selon laquelle le programme de remplacement des chaudières à coke, ainsi que le projet d'interconnexion du pipeline de Syncrude, le programme de transport par camion autonome et la mise en oeuvre d'un nouveau procédé de gestion des résidus miniers dégageront environ la moitié des 2 G$ que Suncor s'est fixés comme objectif en matière de flux de trésorerie disponibles structurels; la volonté de Suncor d'assurer une forte croissance économique axée sur le développement durable et le progrès technologique; les énoncés concernant l'objectif de Suncor de réduire l'intensité de ses émissions totales de GES de 30 % d'ici 2030 et son intention de continuer à investir dans les nouvelles technologies à faibles émissions de carbone destinées à réduire son bilan carbone; l'attente selon laquelle des investissements axés sur les technologies propres, le développement continu d'un réseau pancanadien de bornes de charge rapide pour véhicules électriques, une participation additionnelle de 50 M$ dans Enerkem Inc. et l'autorisation du projet d'actifs de cogénération permettront à la Société de réaliser des progrès au chapitre des initiatives technologiques et du développement durable afin de favoriser son virage vers une économie à faibles émissions de carbone; et les perspectives de Suncor pour l'ensemble de l'exercice en ce qui concerne la production totale, la production du secteur Sables pétrolifères, la production de Fort Hills, la production du secteur E et P, la fourchette des ventes de pétrole brut synthétique, les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères, les redevances pour la côte Est du Canada, ainsi que l'hypothèse de Suncor relative au contexte commercial concernant le Brent Sullom Voe, le WTI à Cushing, le cours au comptant au carrefour AECO, la marge de craquage 2?1?1 au Port de New York et le taux de change $ CA/$ US. En outre, tous les autres énoncés et autres informations traitant de la stratégie de croissance de Suncor, de ses décisions en matière de dépenses et d'investissements prévus et futurs, des prix des marchandises, des coûts, des calendriers, des volumes de production, des résultats opérationnels et des résultats financiers, et de l'incidence prévue des engagements futurs, constituent des énoncés prospectifs. Certains énoncés et renseignements prospectifs se reconnaissent à l'emploi d'expressions comme « s'attend », « prévoit », « estimations », « planifie », « prévu », « entend », « croit », « projets », « indique », « pourrait », « se concentre », « vision », « but », « perspectives », « proposé », « cible », « objectif », « continue », « devrait », « peut » et autres expressions analogues.

Les énoncés prospectifs reposent sur les attentes actuelles, les estimations, les projections et les hypothèses de Société à la lumière de l'information qui était à sa disposition au moment où ces énoncés ont été formulés et en fonction de l'expérience de Suncor et de sa perception des tendances historiques, notamment les attentes et hypothèses au sujet de l'exactitude des estimations des réserves et des ressources; les prix des marchandises, les taux d'intérêt et les taux de change; le rendement des actifs et de l'équipement; la rentabilité des capitaux et les économies de coûts; les lois et les politiques gouvernementales applicables; les taux de production futurs et la suffisance des dépenses en immobilisations budgétées pour l'exécution des activités planifiées; la disponibilité et le coût de la main-d'oeuvre, des services et de l'infrastructure; la capacité des tiers à remplir leurs obligations face à Suncor; le développement et l'exécution des projets; et la réception en temps utile des approbations des autorités de réglementation et des tiers.

Les énoncés prospectifs ne sont pas des garanties d'un rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d'incertitudes, dont certains sont similaires à ceux qui touchent d'autres sociétés pétrolières et gazières et d'autres sont propres à Suncor. Les résultats réels de Suncor pourraient différer de façon importante de ceux exprimés ou suggérés de manière implicite dans ses énoncés ou renseignements prospectifs; le lecteur est donc averti de ne pas s'y fier indûment.

La notice annuelle de Suncor, le formulaire 40-F et le rapport annuel aux actionnaires, chacun daté du 28 février 2019, le rapport de gestion et les autres documents que Suncor dépose périodiquement auprès des autorités en valeurs mobilières décrivent les risques, incertitudes et hypothèses importants et les autres facteurs qui pourraient avoir une incidence sur les résultats réels et de tels facteurs sont incorporés aux présentes par voie de référence. On peut se procurer gratuitement des exemplaires de ces documents à Suncor au 150, 6th Avenue S.W., Calgary, Alberta T2P 3E3, en téléphonant au 1-800-558-9071, en en faisant la demande par courriel à invest@suncor.com ou en consultant le profil de la Société sur SEDAR au sedar.com ou EDGAR au sec.gov. Sauf dans les cas où les lois applicables sur les valeurs mobilières l'exigent, Suncor se dégage de toute intention ou obligation de mettre à jour ou de réviser publiquement ses renseignements de nature prospective, que ce soit en raison de nouvelles informations, d'événements futurs ou d'autres circonstances.

Mise en garde ? BEP

Certains volumes de gaz naturel ont été convertis en barils équivalent pétrole (bep) en supposant qu'un baril (b) est l'équivalent de six mille pieds cubes de gaz naturel. Les mesures exprimées en bep peuvent être trompeuses, surtout si on les considère isolément. Le ratio de conversion d'un baril de pétrole brut ou de liquides de gaz naturel à six mille pieds cubes de gaz naturel repose sur une méthode de conversion d'équivalence énergétique applicable surtout à la pointe du brûleur et ne représente pas nécessairement une équivalence de la valeur à la tête du puits. Étant donné que le ratio de valeur basé sur le prix actuel du pétrole brut par rapport à celui du gaz naturel diffère considérablement de l'équivalence d'énergie de 6:1, l'utilisation d'un ratio de conversion de 6:1 comme indice de valeur peut être trompeuse.

Suncor Énergie est la plus importante société énergétique intégrée du Canada. Les activités de Suncor sont reliées notamment au développement et à la valorisation des sables pétrolifères, à la production pétrolière et gazière extracôtière, au raffinage du pétrole et à la commercialisation des produits sous la marque Petro-Canada. À titre de membre des indices de durabilité Dow Jones, FTSE4Good et CDP, Suncor exploite les ressources pétrolières de façon responsable, ainsi qu'un portefeuille croissant de sources d'énergie renouvelable. Suncor est inscrite à l'indice boursier UN Global Compact 100. Les actions ordinaires de Suncor (symbole : SU) sont inscrites à la Bourse de Toronto et à la Bourse de New York.

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Communiqué envoyé le 30 octobre 2019 à 18:35 et diffusé par :