CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 26 oct. 2016) -
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 financières (les « IFRS ») et plus précisément à la Norme comptable internationale 34, « Information financière intermédiaire » (« IAS 34 »), telle qu'elle a été publiée par l'International Accounting Standards Board. Les volumes de production sont présentés avant redevances en fonction de la participation directe, à moins d'indication contraire. Certaines mesures financières auxquelles il est fait référence dans le présent document (flux de trésorerie d'exploitation, bénéfice (perte) d'exploitation et charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères) ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (les « PCGR ») du Canada. Se reporter à la section Mesures financières hors PCGR du présent communiqué. Les références aux activités de production et aux charges d'exploitation décaissées des activités du secteur Sables pétrolifères ne tiennent pas compte de la participation de Suncor dans les activités de Syncrude.
« Nous avons généré des flux de trésorerie d'exploitation de plus de 2 G$ au cours du troisième trimestre, grâce à la forte production de nos actifs en amont, au taux de fiabilité record des raffineries ainsi qu'à la priorité que nous avons accordée à la réduction des coûts, a déclaré Steve Williams, président et chef de la direction. Notre performance rend compte de la solidité de nos actifs principaux et de notre capacité à générer des flux de trésorerie importants, et ce, même dans un contexte de baisse des prix. »
Faits saillants du troisième trimestre de 2016 :
- Flux de trésorerie d'exploitation de 2,025 G$ (1,22 $ par action ordinaire), en raison de l'accroissement de la production du secteur Sables pétrolifères, d'une diminution des charges d'exploitation pour ce secteur et d'un débit de traitement record du brut par les raffineries.
- Bénéfice d'exploitation de 346 M$ (0,21 $ par action ordinaire), et bénéfice net de 392 M$ (0,24 $ par action ordinaire), y compris une perte de 86 M$ liée à la méthode du premier entré, premier sorti (« PEPS ») pour le secteur Raffinage et commercialisation (« R et C »).
- Après une interruption au deuxième trimestre de 2016 en raison des feux de forêt, la production issue des installations du secteur Sables pétrolifères dans la région de Fort McMurray a retrouvé des niveaux normaux, une solide production de 433 700 barils par jour (b/j) ayant été enregistrée.
- Les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères ont diminué pour s'établir à 22,15 $ pour le troisième trimestre de 2016, soit une baisse de 18 % par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent et le plus bas niveau en dix ans.
- La production de Syncrude a augmenté pour s'établir à 183 800 b/j, alors qu'elle se chiffrait à 28 100 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui s'explique par l'acquisition de participations directes supplémentaires en 2016, ainsi que par la fiabilité accrue des installations de valorisation. Les charges décaissées par baril de Syncrude se sont établies à 27,65 $, en baisse par rapport à 41,65 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent.
- Le débit de traitement du brut par les raffineries s'est établi à un niveau record de 465 600 b/j, et les charges d'exploitation ont été ramenées à 4,55 $ par/b.
- Des ententes de partenariat ont été conclues avec les Premières Nations cries de Fort McKay et de Mikisew relativement à la vente d'une participation cumulée de 49 % dans le projet d'agrandissement du Parc de stockage Est, qui devrait générer un produit de près de 500 M$.
Résultats financiers
Pour le troisième trimestre de 2016, Suncor a comptabilisé un bénéfice d'exploitation de 346 M$ (0,21 $ par action ordinaire), comparativement à 410 M$ (0,28 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Parmi les faits marquants du trimestre, mentionnons l'augmentation de la quote-part du bénéfice d'exploitation de Syncrude attribuable au rehaussement de la fiabilité des installations de valorisation et à la diminution des charges d'exploitation unitaires, l'acquisition de participations directes supplémentaires en 2016, la diminution de la perte liée à la méthode PEPS inscrite par le secteur R et C, la baisse des charges d'exploitation du secteur Sables pétrolifères, le débit de traitement record du brut des raffineries et l'accroissement de la production du secteur Sables pétrolifères et du secteur Exploration et production (« E et P »). Ces facteurs ont plus que contrebalancé l'incidence défavorable de la diminution des marges de craquage de référence et par la baisse des prix du brut au troisième trimestre de 2016. Le bénéfice d'exploitation tient également compte d'une charge hors trésorerie liée à un puits d'exploration improductif sur la côte Est du Canada.
Les flux de trésorerie d'exploitation se sont établis en hausse, à 2,025 G$ (1,22 $ par action ordinaire), comparativement à 1,882 G$ (1,30 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2015, hausse qui rend compte de l'augmentation de la quote-part du bénéfice d'exploitation de Syncrude, de la diminution de la perte liée à la méthode PEPS, de la réduction des charges d'exploitation du secteur Sables pétrolifères, du produit d'impôt exigible découlant de la baisse du taux d'impôt sur les profits réalisés sur la production pétrolière et gazière au Royaume-Uni, qui est passé de 50 % à 40 %, du volume de pétrole brut record traité par les raffineries et de l'accroissement de la production du secteur Sables pétrolifères et du secteur E et P, facteurs qui ont plus que compensé la diminution des marges de craquage de référence et la baisse des prix du brut.
Le bénéfice net s'est chiffré à 392 M$ (0,24 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2016, comparativement à une perte nette de 376 M$ (0,26 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice net du troisième trimestre de 2016 inclut un produit d'impôt différé de 180 M$ découlant d'une baisse du taux d'impôt sur les profits réalisés sur la production pétrolière et gazière au Royaume-Uni, qui est passé de 50 % à 40 %. Le bénéfice net rend également compte d'une perte de change latente après impôt de 112 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains et d'une perte hors trésorerie après impôt de 22 M$ découlant de l'évaluation à la valeur de marché de dérivés de taux d'intérêt conclus en prévision des émissions futures de titres d'emprunt. La perte nette du trimestre correspondant de l'exercice précédent tenait compte d'une perte de change latente après impôt de 786 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains.
Résultats d'exploitation
La production en amont totale de Suncor s'est établie à 728 100 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) pour le troisième trimestre de 2016, en hausse par rapport à 566 100 bep/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette hausse est avant tout attribuable à l'acquisition de la participation additionnelle de 41,74 % dans Syncrude en 2016, combinée à l'importante amélioration de la fiabilité de Syncrude, ainsi qu'à l'accroissement de la production des secteurs Sables pétrolifères et E et P, en dépit des travaux de maintenance planifiés pour ces secteurs.
La production du secteur Sables pétrolifères s'est établie à 433 700 b/j au troisième trimestre de 2016, en hausse par rapport à 430 300 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, essentiellement en raison de l'accroissement de la production in situ, facteur en partie contrebalancé par une baisse de la production de pétrole brut synthétique attribuable à des travaux de maintenance non planifiés portant sur l'usine de valorisation. Les deux trimestres tiennent compte des travaux de maintenance planifiés portant sur l'usine de valorisation.
Au troisième trimestre de 2016, les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères ont diminué pour s'établir à 22,15 $/b, comparativement à 27,00 $/b pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de la diminution des charges d'exploitation qui a découlé des mesures de réduction des coûts ainsi que de la baisse des prix du gaz naturel et de l'accroissement de la production.
La quote-part de Suncor dans la production de Syncrude s'est établie à 183 800 b/j au troisième trimestre de 2016, comparativement à 28 100 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le taux de fiabilité des installations de valorisation de Syncrude s'est amélioré pour atteindre 98 %, comparativement à 67 % pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison d'un incendie survenu dans une usine de valorisation. La hausse est attribuable à l'acquisition de participations directes supplémentaires en 2016, à la grande fiabilité enregistrée pour la période et au traitement de produits non finis qui avaient été stockés en vue de travaux de maintenance planifiés et qui ont subi l'incidence des feux de forêt au deuxième trimestre de 2016. Les charges d'exploitation décaissées par baril de Syncrude ont été ramenées de 41,65 $/b, au troisième trimestre de l'exercice précédent, à 27,65 $/b, au troisième trimestre de 2016, soit leur niveau le plus bas en dix ans, ce qui s'explique par une fiabilité accrue et par une diminution des charges d'exploitation.
Les volumes de production du secteur E et P se sont établis à 110 600 bep/j au troisième trimestre de 2016, en hausse par rapport à 107 700 bep/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison surtout de la production issue des nouveaux puits à Hibernia, de la fiabilité accrue ainsi que de l'optimisation des gisements de Terra Nova, facteurs en partie atténués par les travaux de maintenance planifiés à Buzzard, qui ont été amorcés à la fin du troisième trimestre de 2016.
Le débit moyen de traitement du brut par les raffineries a atteint un record de 465 600 b/j, comparativement à 444 800 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, grâce à la fiabilité accrue et à la diminution des travaux de maintenance planifiés. Aux raffineries de Montréal et de Sarnia, des travaux de maintenance planifiés ont été amorcés au troisième trimestre de 2016.
« Suncor continue de trouver des façons de réduire les coûts dans l'ensemble de la Société, a déclaré Steve Williams. Nos mesures de réduction des coûts combinées à l'exploitation fiable et sécuritaire de nos installations se sont traduites par une diminution des charges décaissées par baril de notre secteur Sables pétrolifères, lesquelles se sont établies à leur plus bas niveau depuis dix ans, et des améliorations semblables ont été réalisées par Syncrude ».
Mise à jour concernant notre stratégie
Suncor continue de se concentrer sur l'exécution rigoureuse de son programme d'immobilisations pour 2016 et sur l'accroissement de l'efficience, tout en faisant progresser ses principaux projets de croissance : Fort Hills et Hebron.
La stratégie de la Société comprend la cession d'actifs secondaires qui ne sont pas des éléments clés du modèle intégré. Au troisième trimestre de 2016, Suncor a fait progresser le processus de vente de son entreprise de lubrifiants et amorcé la vente de certains de ses actifs et passifs associés à ses activités liées à l'énergie renouvelable.
Au cours du trimestre, Suncor a conclu avec les Premières Nations cries de Fort McKay et de Mikisew des ententes de partenariat visant la vente de participations respectives de 34,3 % et 14,7 % dans le projet d'agrandissement du Parc de stockage Est, respectivement, ce qui devrait générer un produit estimé à 497 M$. Les transactions devraient être conclues au deuxième trimestre de 2017, sous réserve des conditions de clôture, une fois que les actifs auront été mis en service. Le projet d'agrandissement du Parc de stockage Est vise la construction d'un élément d'actif intermédiaire exploité par Suncor, lequel est en cours de construction. Une fois la construction terminée, les installations faciliteront l'accès de Fort Hills au marché, grâce à la connexion au pipeline d'un tiers, et seront composées d'installations de stockage, de fluidification et de refroidissement du bitume.
« Nous continuons de faire progresser nos initiatives de croissance clés, a déclaré M. Williams. Nous avons accompli d'importants progrès dans le projet Fort Hills au cours du trimestre, et les ententes historiques que nous avons signées avec les Premières Nations cries de Fort McKay et de Mikisew visant la vente de participations dans notre projet d'agrandissement du Parc de stockage Est soulignent notre volonté d'établir des relations à long terme mutuellement bénéfiques avec les communautés autochtones. »
Après la fin du trimestre, Suncor a acquis une participation de 30 % dans le projet Rosebank dans le secteur britannique de la mer du Nord, au coût de 50 M$ US. Le projet vise une ressource qui est considérée comme étant l'une des plus vastes qui n'a pas encore été développée dans le secteur britannique de la mer du Nord, qui devrait être complémentaire aux autres actifs du portefeuille existant de Suncor.
Sables pétrolifères
Au troisième trimestre de 2016, la priorité concernant le secteur Sables pétrolifères visait le retour à des taux de production normaux pour tous les actifs de la région de Fort McMurray, après les feux de forêt survenus au deuxième trimestre de 2016, tout en continuant de faire progresser les projets visant l'accroissement de la fiabilité, de la sécurité et de la performance environnementale. Les dépenses en immobilisations pour le troisième trimestre de 2016 visaient des travaux de maintenance planifiés à l'usine de valorisation 1, lesquels ont été amorcés au cours du trimestre, ainsi que la construction du projet d'agrandissement du Parc de stockage Est.
Coentreprises des Sables pétrolifères
Le projet Fort Hills était achevé à plus de 70 % à la fin du troisième trimestre de 2016, la majeure partie des travaux qui restent à faire étant en Alberta. Les principales activités au cours de la période ont visé l'achèvement des structures nécessaires à l'installation des services publics, les importants progrès réalisés dans la construction des structures et installations pour l'extraction secondaire ainsi que l'approvisionnement en équipement minier et en matériel d'extraction. Les progrès réalisés comprenaient aussi le développement d'activités de maintien qui soutiendront le plan de mine après le début de la production. Les premiers barils de pétrole sont toujours attendus pour 2017. La Société se penche sur les façons d'atténuer l'incidence des taux de change défavorables et des feux de forêt survenus au deuxième trimestre sur les coûts de l'ensemble du projet. La Société estime que l'intensité capitalistique totale concorde avec l'estimation initiale, approuvée au départ, de 84 000 $ par baril de bitume produit.
Les dépenses du troisième trimestre de 2016 incluent aussi une quote-part accrue des dépenses de maintien de Syncrude, lesquelles ont été principalement axées sur le maintien des actifs et la mise en œuvre du plan de gestion des résidus miniers.
Exploration et production
La construction du projet Hebron s'est poursuivie au troisième trimestre de 2016. Après l'arrivée, en provenance de la Corée du Sud, du module de traitement et des utilités, tous les modules en surface sont désormais installés à Bull Arm, à Terre-Neuve-et-Labrador, et l'intégration de ces modules est en cours. Les premiers barils de pétrole issus du projet sont attendus pour la fin de 2017. Les dépenses de croissance comprenaient aussi le forage dans le bassin Shelburne, sur la côte Est canadienne, y compris le commencement du forage d'un deuxième puits d'exploration, ainsi que des activités de forage de développement à Hibernia, à White Rose et à Golden Eagle.
Rapprochement du bénéfice (perte) d'exploitation1)
| Trimestres clos les 30 septembre |
Périodes de neuf mois closes les 30 septembre |
|||
| (en millions de dollars) | 2016 | 2015 | 2016 | 2015 |
| Résultat net | 392 | (376) | (86) | 12 |
| Perte (profit) de change latente sur la dette libellée en dollars américains | 112 | 786 | (746) | 1 548 |
| Incidence des ajustements du taux d'imposition sur l'impôt différé2) | (180) | - | (180) | 17 |
| Perte hors trésorerie découlant de l'évaluation à la valeur de marché des swaps de taux d'intérêt3) | 22 | - | 182 | - |
| Perte hors trésorerie découlant du remboursement anticipé d'une dette à long terme4) | - | - | 73 | - |
| Coûts d'acquisition et d'intégration de COS5) | - | - | 38 | - |
| Profit sur cessions importantes6) | - | - | - | (68) |
| Charges de restructuration7) | - | - | - | 57 |
| Produit d'assurance8) | - | - | - | (75) |
| Bénéfice d'exploitation1) | 346 | 410 | (719) | 1 491 |
| 1) | Le bénéfice d'exploitation est une mesure non conforme aux PCGR. Tous les éléments de rapprochement sont présentés, déduction faite de l'impôt. Se reporter à la rubrique « Mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR » du rapport de gestion de Suncor daté du 26 octobre 2016. |
| 2) | Le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 2016 reflètent un ajustement de l'impôt différé de la Société découlant d'une baisse de 10% du taux d'impôt sur les profits réalisés sur la production pétrolière et gazière dans le secteur britannique de la mer du Nord. La période de neuf mois close le 30 septembre 2015 rend compte d'une baisse de 12% du taux d'impôt sur les profits réalisés sur la production pétrolière et gazière dans le secteur britannique de la mer du Nord, contrebalancée par une hausse de 2% du taux d'impôt sur les bénéfices des sociétés en Alberta au deuxième trimestre de 2015. |
| 3) | Perte hors trésorerie sur les swaps de taux d'intérêt découlant d'une baisse des taux d'intérêt à long terme dans le secteur Siège social. |
| 4) | Charges liées au remboursement anticipé d'une dette dans le secteur Siège social. |
| 5) | Coûts de transaction et charges connexes liées à l'acquisition de Canadian Oil Sands Limited (« COS »), dans le secteur Siège social. |
| 6) | Produit après impôt lié à la vente de la quote-part de la Société dans certains actifs et passifs de Pioneer Energy, dans le secteur R et C. |
| 7) | Charges de restructuration liées aux mesures de réduction des coûts du secteur Siège social. |
| 8) | Produit d'assurance contre les pertes d'exploitation visant les actifs de Terra Nova dans le secteur E et P. |
Prévisions de la Société
Suncor a mis à jour les prévisions qu'elle avait publiées pour 2016, publiées initialement le 27 juillet 2016. Les prévisions pour l'exercice au complet concernant les fourchettes de production, le débit de traitement par les raffineries et l'utilisation de celles-ci, ainsi que les hypothèses concernant les ventes ont été mises à jour comme suit :
| Prévisions pour l'exercice 2016 au complet 27 juillet 2016 |
Prévisions pour l'exercice 2016 au complet Révisées le 26 octobre 2016 |
|||
| Production totale de Suncor (bep/j)1) | 585 000 - 620 000 | 610 000 - 625 000 | ||
| Sables pétrolifères (b/j) | 375 000 - 395 000 | 375 000 - 385 000 | ||
| Syncrude (b/j) | 105 000 - 115 000 | 120 000 - 130 000 | ||
| Exploration et production (bep/j) | 105 000 - 110 000 | 110 000 - 115 000 | ||
| Débit de traitement du brut de Suncor (b/j) | 420 000 - 440 000 | 425 000 - 435 000 | ||
| Taux d'utilisation des raffineries de Suncor | 91 % - 95 % | 92 % - 94 % | ||
| Hypothèses concernant les ventes | ||||
| Ventes des Sables pétrolifères | ||||
| Pétrole brut synthétique (b/j) | 265 000 - 275 000 | 255 000 - 265 000 | ||
| Bitume (b/j) | 100 000 - 120 000 | 115 000 - 125 000 | ||
| Ventes de produits raffinés (b/j) | 510 000 - 550 000 | 520 000 - 530 000 | ||
Les prévisions concernant les dépenses en immobilisations pour l'exercice au complet ont été revues à la baisse, pour s'établir dans une fourchette de 5,8 G$ à 6,0 G$ plutôt que de 6,0 G$ à 6,5 G$, comme suit :
| Prévisions pour l'exercice 2016 au complet 27 juillet 2016 |
Prévisions pour l'exercice 2016 au complet Révisées le 26 octobre 2016 |
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| (en millions de dollars canadiens) | Dépenses en immobilisations |
Pourcentage des dépenses de croissance |
Dépenses en immobilisations |
Pourcentage des dépenses de croissance |
| En amont | 5 250 - 5 600 | 65 % | 5 100 - 5 230 | 70 % |
| En aval | 700 - 800 | 5 % | 675 - 720 | 5 % |
| Siège social | 50 - 100 | 5 % | 25 - 50 | 5 % |
| Total2) | 6 000 - 6 500 | 55 % | 5 800 - 6 000 | 60 % |
Les prévisions pour l'exercice au complet en ce qui concerne les éléments suivants ont été mises à jour.
| Prévisions pour l'exercice 2016 au complet 27 juillet 2016 |
Prévisions pour l'exercice 2016 au complet Révisées le 26 octobre 2016 |
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| Charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères ($/b) | 27,00 $ - 30,00 $ | 25,50 $ - 27,50 $ |
| Charges d'exploitation décaissées de Syncrude ($/b) | 41,00 $ - 44,00 $ | 37,00 $ - 39,00 $ |
| Charge d'impôt exigible (en millions de dollars canadiens) | 0 $ - 300 $ | 100 $ - 300 $ |
| Taux d'impôt (effectif) au Royaume-Uni | 40 % - 45 % | 35 % - 40 % |
1) Les fourchettes de production des secteurs Sables pétrolifères, Syncrude et E et P ne sont pas censées s'additionner pour égaler la production totale de Suncor.
2) Les dépenses en immobilisations excluent les intérêts de 600 M$ à 700 M$ incorporés à l'actif.
Les hypothèses qui sous-tendent les prévisions pour l'exercice au complet ont aussi été ajustées comme suit : les hypothèses relatives au Brent à Sullom Voe sont passées de 40,00 $ US/b à 44,00 $ US/b; celles concernant le WTI à Cushing, de 39,00 $ US/b à 43,00 $ US/b; le WCS à Hardisty, de 26,00 $ US/b à 29,00 $ US/b; la marge de craquage 3-2-1 au port de New York, de 12,50 $ US/b à 13,50 $ US/b; le prix au comptant AECO, de 1,75 $/gigajoules (Gj) à 2,00 $/Gj; et le taux de change $ US/$ CA, de 0,75 à 0,76.
Pour plus de précisions et des mises en garde concernant les prévisions révisées de Suncor pour 2016, veuillez consulter la page suncor.com/perspectives.
Mesures financières hors PCGR
Le bénéfice d'exploitation (perte) et les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères sont définis 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 conformes aux PCGR dans les rubriques « Information financière consolidée » et « Résultats sectoriels et analyse » du rapport de gestion. Les flux de trésorerie d'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 de gestion. Ces mesures financières hors PCGR ont été incluses parce que la direction les utilise pour analyser la performance opérationnelle, l'endettement et la liquidité. 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 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 : Suncor continue de se concentrer sur l'exécution rigoureuse de son programme d'immobilisations pour 2016 et sur l'accroissement de l'efficience, tout en faisant progresser ses principaux projets de croissance, Fort Hills and Hebron; la stratégie de la Société, incluant la cession d'actifs secondaires qui ne sont pas des éléments clés du modèle intégré, le progrès du processus de vente de son entreprise de lubrifiants et l'amorce de la vente de certains de ses actifs et passifs associés à ses activités liées à l'énergie renouvelable; les prévisions concernant le produit estimé et la date de conclusion de la vente de participations de 34,3 % et 14,7 % dans le projet d'agrandissement du Parc de stockage Est aux Premières Nations cries de Fort McKay et de Mikisew, respectivement et que les installations, une fois terminées, faciliteront l'accès de Fort Hills au marché, grâce à la connexion au pipeline d'un tiers, et seront composées d'installations de stockage, de fluidification et de refroidissement du bitume; l'estimation que le projet Rosebank dans le secteur britannique de la mer du Nord vise une ressource qui est considérée comme étant l'une des plus vastes qui n'a pas encore été développée dans le secteur britannique de la mer du Nord et qui devrait être complémentaire aux autres actifs du portefeuille existant de Suncor; les projets de croissance de Suncor, incluant : (i) les énoncés entourant le projet Fort Hills, notamment que la majeure partie des travaux qui restent à faire sont en Alberta, que les premiers barils de pétrole sont toujours attendus pour 2017, la Société se penche sur les façons d'atténuer l'incidence des taux de change défavorables et des feux de forêt survenus au deuxième trimestre de 2016 sur les coûts de l'ensemble du projet, l'estimation de la Société selon laquelle l'intensité capitalistique totale concordera avec l'estimation initiale de 84 000 $ par baril de bitume produit, et que les activités de maintien soutiendront le plan de mine après le début de la production; et (ii) les énoncés entourant le projet Hebron, incluant les premiers barils de pétrole attendus pour la fin de 2017; et les prévisions de Suncor pour l'exercice au complet concernant la production, le débit de traitement et l'utilisation des raffineries, les ventes et les dépenses en immobilisations, les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères, les charges d'exploitation décaissées de Syncrude, la charge d'impôt et les hypothèses concernant le marché. En outre, tous les autres énoncés et les 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 sont fondés sur les attentes actuelles, les estimations, les projections et les hypothèses de Suncor qui ont été formulées 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; la rentabilité des capitaux et les économies de coûts; les taux de redevances applicables et les lois fiscales; les niveaux de production futurs; la suffisance des dépenses en immobilisations budgétées pour l'exécution des activités planifiées; la disponibilité et le coût de la main-d'œuvre et des services; 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 de gestion et la notice annuelle de Suncor, le formulaire 40-F et le rapport annuel aux actionnaires, chacun daté du 25 février 2016, 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 en écrivant 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 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 classique et 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 et sur la liste de Corporate Knights' Global 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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Le rapport aux actionnaires pour le troisième trimestre 2016 de Suncor, les états financiers et les notes (non audités) peuvent être téléchargés à partir de suncor.com/rapportsfinanciers.
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