Résultats du premier trimestre 2015 de Suncor Énergie

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 29 avril 2015) -

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 opérationnels, résultat opérationnel, charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères et flux de trésorerie disponibles) n'ont pas de définition normalisée prescrite 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, à la production et aux charges opérationnelles décaissées des activités du secteur Sables pétrolifères ne tiennent pas compte de la participation de Suncor dans les activités de Syncrude.

« La capacité de Suncor de générer des flux de trésorerie élevés au premier trimestre de 2015 montre l'importance de notre modèle intégré et de notre gestion rigoureuse des dépenses dans le contexte actuel des prix du pétrole brut, a déclaré le président et chef de la direction, Steve Williams. En effet, nous avons généré pour le trimestre des flux de trésorerie suffisants pour financer la totalité de nos dépenses en immobilisations de maintien et de notre dividende ainsi que plus de la moitié de nos dépenses en immobilisations de croissance. »

• Flux de trésorerie d'exploitation de 1,475 G$ (1,02 $ par action ordinaire).
• Résultat d'exploitation de 175 M$ (0,12 $ par action ordinaire) et perte nette de 341 M$ (0,24 $ par action ordinaire).
• Excellent résultat d'exploitation de 492 M$ pour le secteur Raffinage et commercialisation, qui confirme la valeur du modèle intégré de Suncor dans le contexte actuel des prix du pétrole brut.
• Production record de 440 400 barils par jour (b/j) et de 346 500 b/j de pétrole brut synthétique pour le secteur Sables pétrolifères, à la faveur de la grande capacité des installations.
• Réduction de 20 %, par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, des charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères, lesquelles ont été ramenées à 28,40 $ pour le trimestre, occasionnée par l'accroissement de la production et la baisse des coûts liés à la baisse des prix du gaz naturel, aux mesures de réduction des coûts annoncées par la Société au début de 2015 et au faible volume de travaux de maintenance.
• Suncor prévoit que les réductions du budget d'exploitation déjà annoncées, se situant entre 600 M$ et 800 M$, seront essentiellement réalisées en 2015, soit avant l'échéance de deux ans prévue.
• Les projets de croissance de Fort Hills et Hebron progressent conformément aux prévisions et la production devrait commencer à la fin de 2017.

Résultats financiers

Pour le premier trimestre de 2015, Suncor Énergie Inc. a enregistré un résultat d'exploitation de 175 M$ (0,12 $ par action ordinaire) et des flux de trésorerie d'exploitation de 1,475 G$ (1,02 $ par action ordinaire), contre 1,793 G$ (1,22 $ par action ordinaire) et 2,880 G$ (1,96 $ par action ordinaire), respectivement, pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui s'explique par le contexte actuel de baisse des prix du pétrole brut. Parmi les résultats les plus notables du premier trimestre, mentionnons une production record pour le secteur Sables pétrolifères, une hausse de la production du secteur Exploration et production, ainsi qu'un taux élevé d'utilisation des raffineries. Pour la période de 12 mois close le 31 mars 2015, les flux de trésorerie disponibles ont diminué pour s'établir à 856 M$, contre 3,226 G$ pour la période de 12 mois close le 31 mars 2014.

Une perte nette de 341 M$ (0,24 $ par action ordinaire) a été enregistrée pour le premier trimestre de 2015, en comparaison d'un bénéfice net de 1,485 G$ (1,01 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La perte nette du premier trimestre de 2015 reflète les mêmes facteurs qui ont eu une incidence sur le résultat d'exploitation, lesquels sont décrits précédemment, et rend également compte de l'incidence d'une perte de change après impôt de 940 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains comparativement à 308 M$ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. En outre, au cours du premier trimestre de 2015, le gouvernement du Royaume-Uni (R.-U.) a adopté une baisse du taux d'impôt prélevé sur les bénéfices réalisés sur la production pétrolière et gazière en mer du Nord, ce qui a eu pour effet de ramener le taux d'imposition sur les bénéfices de Suncor au Royaume-Uni, de 62 % à 50 %. En conséquence, la Société a réévalué ses soldes d'impôt différé et inscrit un produit d'impôt différé de 406 M$. La perte nette pour le premier trimestre de 2015 reflète aussi l'incidence du produit tiré d'une réclamation d'assurance relative à Terra Nova, de 75 M$ après impôt, et des coûts de restructuration liés aux mesures de réduction des coûts déjà annoncées, de 57 M$ après impôt.

Résultats d'exploitation

La production en amont totale de Suncor s'est établie à 602 400 barils d'équivalent pétrole par jour (bep/j) pour le premier trimestre de 2015, comparativement à 545 300 bep/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, augmentation attribuable au faible volume de travaux de maintenance planifiés et à la grande fiabilité des activités des secteurs Sables pétrolifères et Exploration et production.

La production du secteur Sables pétrolifères s'est établie à 440 400 b/j pour le premier trimestre de 2015, en hausse par rapport à 389 300 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, principalement en raison du faible volume de travaux de maintenance au cours du premier trimestre de 2015. Un autre fait à souligner est la solide production de 346 500 b/j de pétrole brut synthétique attribuable à la grande fiabilité des installations de valorisation et la production record de 188 700 b/j à Firebag. La production du secteur Sables pétrolifères devrait diminuer légèrement au deuxième trimestre de 2015, en raison des travaux de maintenance planifiés aux installations de cokéfaction.

Au premier trimestre de 2015, les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères ont diminué pour s'établir en moyenne à 28,40 $ par baril ($/b), comparativement à 35,60 $/b pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette diminution s'explique par un accroissement de la production, une réduction des coûts liée à la baisse des prix du gaz naturel, la mise en œuvre des mesures de réduction des coûts par la Société et un faible volume de travaux de maintenance.

« Nos mesures de réduction des coûts ont été mises en œuvre dans l'ensemble de la société, a précisé M. Williams. Ces mesures, combinées à la production record du secteur Sables pétrolifères, ont contribué à une réduction de 20 % des charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères. »

La quote-part de Suncor dans la production de Syncrude, soit 35 200 b/j pour le premier trimestre de 2015, est restée comparable à celle de 35 100 b/j pour le premier trimestre de l'exercice précédent.

Les volumes de production du secteur Exploration et production ont augmenté, passant de 120 900 bep/j au premier trimestre de 2014 à 126 800 bep/j au premier trimestre de 2015. Cette augmentation est principalement attribuable à l'accélération de la production à Golden Eagle et à l'augmentation de la production à Terra Nova. En Libye, la production demeure quasi-interrompue en raison de l'agitation politique toujours présente, et le moment du retour aux activités normales demeure incertain.

Au cours du premier trimestre de 2015, le secteur Raffinage et commercialisation a exécuté les travaux de maintenance planifiés à la raffinerie de Commerce City. Le taux d'utilisation moyen des raffineries est demeuré élevé à 95 % au premier trimestre, comparativement à 96 % au premier trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Mise à jour concernant notre stratégie

La société a fait d'importants progrès au chapitre des mesures de réduction des coûts annoncées au début de l'exercice. Suncor prévoit qu'elle pourra réaliser en 2015 les réductions planifiées de 600 M$ à 800 M$ au titre du budget d'exploitation, soit plus rapidement que la période de deux ans initialement prévue. Suncor est aussi en voie de réduire de 1 G$ ses dépenses en immobilisations prévues en 2015, et ce, tout en poursuivant de façon soutenue ses principaux projets de croissance déjà amorcés, notamment Fort Hills et Hebron. La réduction des coûts n'a pas eu d'incidence sur la performance en matière de sécurité, de fiabilité et d'environnement.

« Le projet Fort Hills se déroule selon l'échéancier et le budget prévus, a indiqué M. Williams. Nous commençons à constater une augmentation de la main-d'œuvre disponible et un accroissement de la productivité dans la région de Fort McMurray. »

Au premier trimestre de 2015, Suncor a continué de redistribuer des liquidités à ses actionnaires en versant des dividendes de 405 M$ (0,28 $ par action ordinaire).

Secteur Sables pétrolifères

Le budget de dépenses en immobilisations de 2015 du secteur Sables pétrolifères continuera d'être axé sur des projets qui rehaussent la performance sur les plans de la sécurité, de la fiabilité et de l'environnement. Les dépenses pour le premier trimestre avaient trait à l'aménagement d'une plateforme de puits, laquelle devrait permettre de maintenir les niveaux de production actuels à Firebag et à MacKay River.

Coentreprises de Sables pétrolifères

Le projet minier Fort Hills se déroule selon les délais prévus; les activités de construction progressent ainsi que les études techniques détaillées. À la fin du premier trimestre, les travaux liés aux études techniques détaillées étaient achevés à environ 75 % et les activités de construction, à environ 25 %. Les principales activités effectuées au cours du trimestre comprennent l'acquisition de pièces d'équipement aux fins de l'extraction secondaire ainsi que des travaux de construction dans toutes les zones du projet, et les installations relatives à l'administration, à la maintenance et à l'hébergement seront bientôt achevées. Ce projet devrait procurer aux installations de Suncor environ 73 000 b/j de bitume. La production de pétrole devrait débuter dès le quatrième trimestre de 2017 et atteindre 90 % de sa capacité prévue dans les 12 mois suivants.

Exploration et production

La production de Golden Eagle a dépassé 11 000 bep/j (nets) à la fin du premier trimestre de 2015. La production continuera de progresser pour atteindre un taux de production optimal de 18 000 bep/j (nets) à mesure que se poursuivront les activités de forage de développement en 2015. La construction de la structure gravitaire et des installations de surface au projet Hebron s'est poursuivie au premier trimestre de 2015 et les premiers barils sont attendus vers la fin de 2017.

Les dépenses de croissance sur la côte Est du Canada comprennent les dépenses pour l'avancement de nombreux projets d'agrandissement des installations et infrastructures existantes, ce qui devrait permettre d'accroître la production et de prolonger la vie productive des champs existants. Les activités de forage se sont poursuivies au projet d'agrandissement de White Rose (sud) et la production devrait commencer au deuxième trimestre de 2015. Les dépenses de croissance étaient aussi liées au forage d'évaluation portant sur la zone exploitée Beta en mer du Nord.

Rapprochement du résultat d'exploitation1)
		Trimestres clos les 31 mars
(en millions de dollars)		2015	2014
Résultat net		(341)	1 485
	Perte de change latente sur la dette libellée en dollars américains	940	308
	Incidence des ajustements du taux d'imposition sur l'impôt différé2)	(406)	-
	Charges de restructuration3)	57	-
	Produit d'assurance4)	(75)	-
Résultat d'exploitation1)		175	1 793

1)	Le résultat 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 29 avril 2015.
2)	Ajustements de l'impôt différé de la Société découlant d'une baisse du taux d'impôt au Royaume-Uni sur les profits réalisés sur la production pétrolière et gazière en mer du Nord.
3)	Charges de restructuration liées aux mesures de réduction des coûts.
4)	Produits d'assurance contre les pertes d'exploitation visant les actifs de Terra Nova dans le secteur Exploration et production.

Prévisions de la Société

Suncor a mis à jour les hypothèses aux fins de ses prévisions pour 2015 publiées le 13 janvier 2015. Les hypothèses suivantes sur l'ensemble de l'exercice 2015 ont été ajustées : Brent à Sullom Voe passant de 65 $ US/b à 60 $ US/b; WTI à Cushing passant de 59 $ US/b à 54 $ US/b; WCS à Hardisty passant de 42 $ US/b à 40 $ US/b; prix au comptant AECO-C, passant de 3,00 $ le gigajoule à 2,75 $ le gigajoule; taux de change ($ US/$ CA) passant de 0,85 à 0,80; taux d'impôt international passant d'une fourchette de 55 % à 60 % à une fourchette de 45 % à 50 %, et impôt sur le résultat exigible, passant d'une fourchette de 400 M$ à 800 M$ à une fourchette de 700 M$ à 1 000 M$.
Pour de plus amples précisions et mises en garde concernant les prévisions de la Société pour 2015, veuillez consulter suncor.com/perspectives.

Mesures financières hors PCGR

Le résultat d'exploitation 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 provenant des activités opérationnelles et les flux de trésorerie disponibles sont définis et font l'objet d'un rapprochement avec les mesures conformes 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 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. 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 contenus dans le présent communiqué incluent des références à ce qui suit : Suncor qui prévoit que les réductions du budget d'exploitation déjà annoncées, se situant entre 600 M$ et 800 M$, seront essentiellement réalisées en 2015, soit avant l'échéance de deux ans prévue; Suncor est en voie de réduire de 1 G$ ses dépenses en immobilisations prévues en 2015, et ce, tout en poursuivant ses principaux projets de croissance déjà amorcés, notamment Fort Hills et Hebron; les projets de croissance de Suncor, notamment : (i) les énoncés concernant le projet minier Fort Hills, qui procurera à la Société environ 73 000 b/j de bitume, la production de pétrole devant commencer au quatrième trimestre de 2017 et atteindre par la suite 90 % de la cadence optimale prévue dans un délai de 12 mois, et ii) les énoncés concernant la production des premiers barils de pétrole attendus à la fin 2017 pour le projet Hebron et au deuxième trimestre de 2015 pour le projet d'extension sud de White Rose; et la prévision selon laquelle Suncor prévoit que les niveaux de production actuels à Firebag et à MacKay River seront maintenus en raison de la poursuite des travaux d'aménagement de plateformes de puits et que la production de pétrole du projet Golden Eagle atteindra sa capacité maximale d'environ 18 000 bep/j (nets) en 2015.

Les énoncés et les renseignements 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 de Suncor et sa notice annuelle, le formulaire 40-F et le rapport annuel aux actionnaires, chacun daté du 26 février 2015, 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 info@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 d'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 premier trimestre 2015 de Suncor, les états financiers et les notes (non audités) peuvent être téléchargés à partir de suncor.com/rapportsfinanciers.

Pour écouter la conférence téléphonique portant sur les résultats du premier trimestre de Suncor, veuillez visiter suncor.com/webdiffusions.