À moins d’indication contraire, toute l’information financière est non auditée, est présentée en dollars canadiens ($·CA) et a été établie conformément aux Normes internationales d’information financière, plus précisément la Norme comptable internationale 34 Information financière intermédiaire publiée par l’International Accounting Standards Board. Les volumes de production sont présentés selon la participation directe avant redevances, sauf pour la production de la Libye, qui est présentée en fonction des droits. Certaines mesures financières du présent communiqué (fonds provenant de l’exploitation, bénéfice d’exploitation, charges d’exploitation décaissées des Sables pétrolifères, charges d’exploitation décaissées de Fort Hills et charges d’exploitation décaissées de Syncrude) ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (les·«·PCGR·») du Canada. Voir la rubrique «·Mesures financières hors PCGR·» du présent communiqué. Les informations concernant les activités du secteur Sables pétrolifères ne tiennent pas compte de la participation de Suncor dans Fort Hills et Syncrude.
CALGARY, Alberta, 05 févr. 2019 (GLOBE NEWSWIRE) — « Suncor a généré des fonds provenant de l’exploitation de 2 G$ au quatrième trimestre, l’intégration de nos activités en aval et l’accès au marché ayant contribué à atténuer la volatilité des prix du brut en amont, y compris l’élargissement des écarts de prix du pétrole brut canadien, a déclaré Steve Williams, chef de la direction. Nous avons continué de redistribuer de la valeur à nos actionnaires, soit près de 1,2 G$ sous forme de rachats d’actions et 574 M$ de dividendes versés au cours du trimestre. »
| • | Les fonds provenant de l’exploitation se sont établis à 2,007 G$ (1,26 $ par action ordinaire) au quatrième trimestre de 2018, contre 3,016 G$ (1,83 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l’exercice précédent. |
| • | Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, qui tiennent compte des variations du fonds de roulement hors trésorerie, se sont chiffrés à 3,040 G$ (1,90 $ par action ordinaire), comparativement à 2,755 G$ (1,67 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l’exercice précédent. |
| • | Le bénéfice d’exploitation s’est établi à 580 M$ (0,36 $ par action ordinaire), et la Société a enregistré une perte nette de 280 M$ (0,18 $ par action ordinaire) au quatrième trimestre de 2018, contre un bénéfice d’exploitation de 1,310 G$ (0,79 $ par action ordinaire) et un bénéfice net de 1,382 G$ (0,84 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l’exercice précédent. |
| • | La production totale du secteur Sables pétrolifères a atteint un nouveau record trimestriel de 740 800 barils par jour (« b/j »), soit presque 90 000 b/j de plus que le record précédent, en raison surtout d’un taux d’utilisation de 94 % des installations de Fort Hills et de la production record de Syncrude. |
| • | Le secteur Raffinage et commercialisation (« R&C ») a enregistré un débit de traitement du brut trimestriel record de 467 900 b/j, ce qui représente un taux d’utilisation de 101 %. |
| • | La production de Hebron au quatrième trimestre s’est établie en moyenne à 15 700 b/j nets pour la Société, et elle a continué d’augmenter une fois le forage du quatrième puits de production achevé au cours du trimestre. |
| • | La Société a distribué 574 M$ en dividendes aux actionnaires et racheté des actions pour un montant supplémentaire de 1,166 G$ au cours du quatrième trimestre de 2018. Le programme de rachat d’actions de 3,0 G$ en vigueur devrait se clore d’ici la fin de février 2019. |
| • | Après la fin du trimestre, le conseil d’administration de Suncor (le « conseil ») a approuvé un dividende trimestriel de 0,42 $ par action, en hausse de 17 %, et un autre programme de rachat d’actions de 2,0 G$. |
Résultats financiers
Résultat d’exploitation
Pour le quatrième trimestre de 2018, Suncor a comptabilisé un bénéfice d’exploitation de 580 M$ (0,36 $ par action ordinaire), comparativement à 1,310 G$ (0,79 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent. La diminution est surtout attribuable à l’incidence défavorable des écarts de prix du brut de l’Ouest canadien, notamment l’important élargissement des écarts de prix du pétrole brut synthétique, facteurs qui se sont traduits par ce qui suit :
| • | une baisse des prix obtenus pour le secteur Sables pétrolifères, en partie compensée par une amélioration des marges de raffinage; |
| • | un ajustement défavorable de la valeur des stocks lié à la méthode d’évaluation selon le premier entré, premier sorti (« PEPS ») comptabilisé dans le secteur R et C en raison de la baisse des coûts des charges d’alimentation, facteur en partie atténué par la réalisation d’un profit intersectoriel sur les stocks des secteurs Siège social, négociation de l’énergie et éliminations. |
La baisse du bénéfice d’exploitation est également attribuable à l’ajout de charges d’exploitation et de frais de transport liés aux nouveaux projets de croissance et acquisitions, à une baisse de la production du pétrole brut synthétique dans le secteur Sables pétrolifères, à une diminution globale des volumes de ventes du secteur Exploration et production (E et P) ainsi qu’à une diminution des coûts d’emprunt inscrits à l’actif. Ces facteurs ont été atténués par le produit de rémunération fondée sur des actions (comparativement à une charge pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent) et par une augmentation globale de la production en amont découlant du taux d’utilisation de 94 % des installations de Fort Hills, de la production record de Syncrude et de l’accroissement constant des activités de Hebron.
Résultat net
La perte nette s’est élevée à 280 M$ (0,18 $ par action ordinaire) au quatrième trimestre de 2018, comparativement à un bénéfice de 1,382 G$ (0,84 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l’exercice précédent. Outre les facteurs relatifs au bénéfice d’exploitation présentés ci‑dessus, le bénéfice net du quatrième trimestre de 2018 comprend une perte de change latente après impôt de 637 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains, ainsi qu’une perte de valeur hors trésorerie sur l’un des placements en titre de capitaux propres de la Société. Le bénéfice net du trimestre correspondant de l’exercice précédent comprenait un produit d’impôt différé net de 124 M$ lié à une baisse, de 35 % à 21 %, du taux d’impôt des sociétés aux États‑Unis (« É.‑U ».), une perte de change latente après impôt de 91 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains, un produit d’assurance dommages matériels après impôt de 55 M$, une perte après impôt de 18 M$ liée au remboursement anticipé de la dette ainsi qu’un produit net après impôt de 2 M$ sur les swaps de taux d’intérêt relatifs aux titres d’emprunt émis au quatrième trimestre de 2017.
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 2,007 G$ (1,26 $ par action ordinaire) au quatrième trimestre de 2018, comparativement à 3,016 G$ (1,83 $ par action ordinaire) au quatrième trimestre de 2017, reflètent l’incidence des mêmes facteurs que ceux, mentionnés ci‑dessus, qui ont influé sur le bénéfice d’exploitation, exception faite du produit de rémunération fondée sur des actions hors trésorerie, et des profits latents liés aux activités d’optimisation du brut.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont établis à 3,040 G$ (1,90 $ par action ordinaire) pour le quatrième trimestre de 2018, comparativement à 2,755 G$ (1,67 $ par action ordinaire) pour le quatrième trimestre de 2017, les variations du fonds de roulement hors trésorerie du quatrième trimestre de 2018 ayant représenté des entrées de trésorerie pour la Société, comparativement à des sorties de trésorerie pour la période correspondante de l’exercice précédent. Les entrées de trésorerie dans les soldes du fonds de roulement hors trésorerie de la Société s’expliquent surtout par la baisse des prix du pétrole brut au quatrième trimestre et la diminution connexe des soldes des créances, et par une baisse de la valeur des stocks des raffineries découlant du remplacement, par la Société, des stocks d’alimentation du brut achetés au cours de la période précédente par des stocks de pétrole brut achetés à prix moindre.
Résultats d’exploitation
La production en amont totale de Suncor représente un nouveau record trimestriel de 831 000 barils d’équivalent pétrole par jour (« bep/j ») pour le quatrième trimestre de 2018, comparativement à 736 400 bep/j pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, la hausse étant principalement attribuable à l’entrée de la production de Fort Hills, à l’amélioration de la fiabilité et à la participation directe supplémentaire dans Syncrude ainsi qu’à l’accroissement constant des activités de Hebron.
« À Fort Hills, le taux d’utilisation des installations a atteint 94 % pour le trimestre, ce qui dépasse notre cible anticipée de 90 %, et la production de Syncrude a été solide, les actifs ayant enregistré un nouveau record trimestriel, a déclaré Mark Little, président et chef de l’exploitation. La performance de nos actifs de raffinage demeure excellente, la fiabilité est constante et nous avons atteint un nouveau débit record pour le trimestre, tous ces facteurs nous ayant permis de maximiser l’incidence des marges de raffinage élevées. »
Les volumes de production du secteur Sables pétrolifères se sont chiffrés à 432 700 b/j au quatrième trimestre de 2018, contre 446 800 b/j au trimestre correspondant de l’exercice précédent. La diminution est surtout attribuable aux volumes de pétrole brut synthétique réduits en raison de travaux de maintenance planifiés et non planifiés à l’usine de valorisation 2, ce facteur ayant été en partie compensé par des volumes de bitume non valorisé plus élevés tirés des biens in situ de la Société, la fiabilité de Firebag et MacKay River ne cessant par ailleurs de se consolider. Les travaux de maintenance planifiés à l’usine de valorisation 2, amorcés au cours du troisième trimestre de 2018, ont été achevés au cours du quatrième trimestre, et les travaux non planifiés étaient achevés à la fin du trimestre. L’usine de valorisation affiche un taux d’utilisation de 79 % pour le quatrième trimestre de 2018, contre un taux de 93 % pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison des travaux de maintenance susmentionnés.
Les charges d’exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères se sont établies à 24,50 $ au quatrième trimestre de 2018, comparativement à 24,20 $ pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, du fait d’une diminution globale de la production, laquelle a été compensée par une baisse des charges d’exploitation, frais de vente et frais généraux, après ajustement pour tenir compte des éléments hors trésorerie.
La quote‑part de Suncor dans la production de Fort Hills s’est établie en moyenne à 98 500 b/j pour le quatrième trimestre de 2018, ce qui représente un taux d’utilisation de 94 %. En conséquence de l’augmentation de la production, les charges d’exploitation décaissées par baril de Fort Hills ont baissé pour s’établir à 24,85 $ au quatrième trimestre de 2018, s’établissant à 31,20 $ pour l’exercice.
La quote‑part de Suncor dans la production de Syncrude a atteint un record de 209 600 b/j au quatrième trimestre de 2018, comparativement à 174 400 b/j pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent. Cette augmentation tient essentiellement à une excellente fiabilité ainsi qu’à la participation directe supplémentaire de 5 % dans Syncrude acquise plus tôt en 2018. L’usine de valorisation de Syncrude affichait un taux d’utilisation de 101 % au quatrième trimestre de 2018, contre 94 % au trimestre correspondant de l’exercice précédent.
Les charges d’exploitation décaissées par baril de Syncrude se sont élevées à 31,75 $ au quatrième trimestre de 2018, en baisse par rapport à 32,80 $ pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, baisse attribuable à un accroissement de la production.
Les volumes de production du secteur E et P se sont établis à 90 200 bep/j au quatrième trimestre de 2018, en comparaison de 115 200 bep/j au trimestre correspondant de l’exercice précédent. Outre la déplétion naturelle, la diminution de la production est attribuable à une interruption temporaire de la production des actifs de la Société sur la côte Est du Canada causée par une violente tempête au cours de la période, ainsi qu’à une interruption non planifiée à Buzzard au Royaume‑Uni, ces facteurs ayant été en partie compensés par l’ajout de la production de Hebron. L’arrêt de la production du champ White Rose s’est prolongé en 2019, puis la production a repris en partie à la fin de janvier 2019.
Le débit de traitement du brut par les raffineries a atteint un nouveau record trimestriel de 467 900 b/j, et le taux d’utilisation des raffineries s’établissait à 101 % au quatrième trimestre de 2018, comparativement à un débit de 432 400 b/j et un taux d’utilisation de 94 % au trimestre correspondant de l’exercice précédent. Cette hausse est attribuable à l’excellente fiabilité de l’ensemble des raffineries de la Société, outre le fait que le trimestre correspondant de l’exercice précédent avait subi l’incidence d’une panne d’électricité attribuable à un tiers.
Mise à jour concernant la stratégie
Le programme de dépenses en immobilisations 2018 de Suncor était axé sur l’amélioration de la sécurité, de la fiabilité à long terme et de l’efficience des actifs d’exploitation de la Société, y compris l’exécution de travaux de révision d’envergure et l’accélération de la cadence de production efficiente de Fort Hills et de Hebron, les deux principaux projets de croissance de Suncor.
La Société a effectué des dépenses en immobilisations de 1,119 G$, compte non tenu des intérêts incorporés à l’actif, au cours du quatrième trimestre de 2018, en baisse par rapport à celles de 1,444 G$ au trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison surtout de la diminution du capital de croissance par suite de la mise en service de Fort Hills et de Hebron. Les dépenses en immobilisations de maintien au quatrième trimestre de 2018 étaient comparables à ce qu’elles avaient été au trimestre correspondant de l’exercice précédent.
« Nous continuons de prioriser la gestion rigoureuse des dépenses en immobilisations et la fiabilité et la sécurité de l’exploitation dans l’ensemble de nos activités, a indiqué M. Williams. Grâce à son modèle intégré et à des placements axés sur la valeur, Suncor dispose des atouts lui permettant de continuer de faire augmenter la production et les flux de trésorerie ainsi que d’accroître les distributions aux actionnaires, en dépit des fluctuations des conditions du marché. »
L’intégration en aval demeure une composante fondamentale de la stratégie de Suncor, et l’incidence globale de l’élargissement des écarts de prix du pétrole brut en Alberta a été en partie atténuée par l’effet combiné de l’amélioration des marges de raffinage, entraînée par des charges d’alimentation moins élevées, et de la position favorable de la Société quant à l’accès au marché, qui lui permet de transférer une part importante des ventes de bitume vers la côte américaine du golfe du Mexique, où des prix supérieurs sont obtenus. Toutefois, compte tenu de l’incidence de la méthode d’évaluation des stocks selon le PEPS, le plein avantage de la baisse des charges d’alimentation du secteur R et C n’a pas encore été réalisé en raison du retard lié au traitement de stocks de brut de valeur plus élevée.
Les activités de forage sont en cours à Hebron et la production continue d’augmenter. Le quatrième puits de production a été mis en service au cours du quatrième trimestre et a contribué à l’accroissement des volumes. Les autres activités du secteur E et P au quatrième trimestre comprenaient les activités de forage de développement de Hebron, Hibernia, White Rose et Buzzard, ainsi que les travaux de mise en valeur du projet d’extension ouest de White Rose ainsi que des projets Oda et Fenja, en Norvège.
La progression de la mise en valeur du projet Oda est plus rapide que prévu et les premiers barils sont désormais attendus pour le deuxième trimestre de 2019, alors que la cible initiale était le troisième trimestre de 2019.
Au cours du quatrième trimestre de 2018, Suncor et ses partenaires de coentreprises ont conclu une entente de principe concernant l’interconnexion des pipelines entre le site Mildred Lake appartenant à Syncrude et l’usine du secteur Sables pétrolifères – Activités de base de Suncor. Le réseau acheminera le bitume et le gasoil entre les deux usines, ce qui augmentera la flexibilité opérationnelle et entraînera une fiabilité et une utilisation accrues. Les pipelines devraient être mis en service d’ici la fin de 2020, sous réserve des modalités commerciales finales et de l’obtention de l’approbation des autorités de réglementation.
Après la clôture du trimestre, la Société a reçu un produit de 300 M$ lié à l’atténuation des risques concernant ses actifs en Libye (environ 260 M$ après impôt). Le produit peut faire l’objet d’un remboursement provisoire tributaire de la performance et des flux de trésorerie futurs des actifs de Suncor en Libye.
Après que le conseil a approuvé, au troisième trimestre de 2018, une augmentation du programme de rachat d’actions de la Société pour le faire passer de 2,15 G$ à 3,0 G$, la Bourse de Toronto a accepté un avis déposé par Suncor, au cours du quatrième trimestre de 2018, l’informant de son intention d’augmenter le nombre maximal d’actions pouvant être rachetées par la Société dans le cadre de son offre publique de rachat dans le cours normal des activités. L’augmentation du programme de rachat d’actions confirme la capacité de la Société à générer des flux de trésorerie et à redistribuer de la valeur aux actionnaires. Dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités bonifiée de Suncor, la Société a racheté aux fins d’annulation 1,166 G$ de ses actions au quatrième trimestre de 2018. Après la clôture du trimestre, le conseil d’administration de Suncor a approuvé un autre programme de rachat d’actions de 2,0 G$.
Au cours du quatrième trimestre de 2018, Suncor a continué de redistribuer de la valeur aux actionnaires sous forme de dividendes de 574 M$, et, après la clôture du trimestre, le conseil d’administration de Suncor a approuvé un dividende trimestriel de 0,42 $ par action, lequel représente une augmentation de 17 % par rapport au dividende du trimestre précédent.
En outre, toujours au quatrième trimestre, dans le cadre de l’engagement de la Société à réduire la dette, Suncor a racheté pour 83 M$ US de billets de premier rang à 7,75 % échéant en 2019 (les « billets de 2019 ») qui avaient été acquis dans le cadre de l’acquisition de Canadian Oil Sands Limited. Le montant total du capital des billets de 2019 en cours a été ramené à 140 M$ US par suite du rachat.
Rapprochement du résultat d’exploitation1)
| Trimestres clos les 31 décembre |
Périodes de 12 mois closes les 31 décembre |
|||||||
| (en millions de dollars) | 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | ||||
| Résultat net | (280 | ) | 1 382 | 3 293 | 4 458 | |||
| Perte (profit) de change latent sur la dette libellée en dollars américains | 637 | 91 | 989 | (702 | ) | |||
| Perte sur placement en titres de capitaux propres et (profit) sur cessions importantes2) | 223 | — | 30 | (437 | ) | |||
| Incidence de l’ajustement du taux d’impôt sur l’impôt différé3) | — | (124 | ) | — | (124 | ) | ||
| Produit d’assurance dommages matériels4) | — | (55 | ) | — | (55 | ) | ||
| Perte sur le remboursement anticipé d’une dette à long terme5) | — | 18 | — | 28 | ||||
| (Profit) perte hors trésorerie découlant de l’évaluation à la valeur de marché des swaps de taux d’intérêt et des dérivés sur devises6) | — | (2 | ) | — | 20 | |||
| Résultat d’exploitation1) | 580 | 1 310 | 4 312 | 3 188 | ||||
| 1) | Le résultat d’exploitation est une mesure financière non conforme aux 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) | En 2018, la Société a comptabilisé une perte nette hors trésorerie de 90 M$, après impôt, dans le secteur E&P, liée à un échange d’actifs avec Canbriam Energy Inc. (« Canbriam ») et composée de ce qui suit : un profit de 133 M$ après impôt comptabilisé au premier trimestre de 2018 sur la cession de propriétés foncières minières de la Société dans le nord‑est de la Colombie‑Britannique, en échange d’une part des capitaux propres de Canbriam, et une perte de valeur de 223 M$ après impôt au quatrième trimestre de 2018 en conséquence de l’évaluation par la Société des prix à terme du gaz naturel et de l’incidence sur les flux de trésorerie futurs estimés. Le troisième trimestre de 2018 comprend un profit de 60 M$ après impôt dans le secteur Sables pétrolifères sur la vente de la participation de la Société dans le projet d’exploitation minière de sables pétrolifères Joslyn. Le montant inscrit pour le premier trimestre de 2017 tient compte d’un profit après impôt de 354 M$ dans le secteur R&C découlant de la vente des activités liées aux lubrifiants de la Société et d’un profit après impôt de 83 M$ dans le secteur Siège social, résultant de la vente de la participation de la Société dans le parc éolien de Cedar Point. |
| 3) | Au quatrième trimestre de 2017, la Société a comptabilisé un ajustement net de 124 M$ de l’impôt différé lié à la réforme fiscale américaine, laquelle s’est surtout traduite par une baisse du taux d’imposition des sociétés, de 35 % à 21 %. Ce produit d’impôt différé net de 124 M$ comprenait un produit de 140 M$ dans le secteur R&C, une charge de 14 M$ dans le secteur E&P et une charge de 2 M$ dans le secteur Négociation de l’énergie. |
| 4) | Au cours du quatrième trimestre de 2017, la Société a reçu un produit d’assurance dommages matériels de 55 M$ après impôt (76 M$ avant impôt) lié à un incident survenu dans les installations de Syncrude au cours du premier trimestre de 2017. |
| 5) | Charges liées au remboursement anticipé de la dette, déduction faite des profits de couverture de change réalisés, dans le secteur Siège social. |
| 6) | (Profit) perte hors trésorerie découlant de l’évaluation à la valeur de marché des swaps de taux d’intérêt et des dérivés sur devises résultant de variations des taux d’intérêt et des taux de change à long terme dans le secteur Siège social. |
Prévisions de la Société
Aucune modification n’a été apportée aux fourchettes prévisionnelles de Suncor préalablement annoncées pour 2019. Pour des précisions et des mises en garde sur les prévisions de Suncor pour 2019, visitez le suncor.com/guidance.
Mesures financières hors PCGR
Le bénéfice d’exploitation est défini dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport à l’intention des actionnaires de Suncor pour le quatrième trimestre de 2018 daté du 5 février 2019 (le rapport trimestriel) et fait l’objet d’un rapprochement avec les mesures conformes aux PCGR ci-dessus et dans la rubrique « Information financière consolidée » du rapport trimestriel. 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 trimestriel et font l’objet d’un rapprochement avec les mesures conformes aux PCGR dans la rubrique « Résultats sectoriels et analyse » du rapport trimestriel. Les fonds provenant de l’exploitation sont décrits et font l’objet d’un rapprochement avec les mesures établies conformément aux PCGR dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport trimestriel. 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 : la priorité qu’accorde Suncor à la gestion rigoureuse des dépenses en immobilisations ainsi qu’à la sécurité et à la fiabilité des activités d’exploitation dans tous les secteurs, et la conviction que, grâce à son modèle intégré et aux investissements axés sur la valeur réalisés à l’interne, Suncor est bien placée pour continuer à accroître sa production et ses flux de trésorerie et pour rehausser la valeur redistribuée à ses actionnaires dans un large éventail de conditions de marché; l’intégration en aval, qui demeure un élément essentiel de la stratégie de Suncor; les attentes quant au projet Oda, notamment le fait que les premiers barils de pétrole sont attendus pour le deuxième trimestre de 2019; les attentes quant au projet d’interconnexion des pipelines entre le site Mildred Lake de Syncrude et l’usine de base du secteur Sables pétrolifères, notamment le fait que ces pipelines permettront de transporter du bitume et du gasoil entre les deux installations, ce qui se traduira par une flexibilité opérationnelle accrue et un meilleur taux de fiabilité et d’utilisation, et les attentes selon lesquelles les pipelines devraient être mis en service d’ici la fin de 2020, sous réserve des modalités commerciales définitives et de l’approbation réglementaire; les énoncés concernant le programme de rachat d’actions de Suncor, y compris l’attente selon laquelle le programme de rachat de 3,0 G$ en vigueur prendra fin d’ici la fin de février 2019, et la capacité de Suncor à continuer de générer des flux de trésorerie et de redistribuer de la trésorerie aux actionnaires. 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’œuvre, des services et de l’infrastructure; la capacité des tiers à remplir leurs obligations face à Suncor; 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.
Le rapport trimestriel et la notice annuelle de Suncor, le formulaire 40-F et le rapport annuel aux actionnaires, chacun daté du 1er mars 2018, et les autres documents qu’elle 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 [email protected] 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 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.
Pour plus d’information à propos de Suncor, visitez notre site Web à suncor.com, suivez-nous sur Twitter @Suncor ou allez à ensemble.suncor.com.
Le rapport aux actionnaires pour le quatrième trimestre de 2018 de Suncor, les états financiers et les notes (non audités) peuvent être téléchargés à partir de suncor.com/rapportsfinanciers.
La présentation des Relations avec les investisseurs de Suncor est disponible en ligne à suncor.com/centre-des-investisseurs.
Pour écouter la webdiffusion portant sur les résultats du quatrième trimestre de Suncor, veuillez visiter suncor.com/webdiffusions.
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