Le Lézard
Classé dans : Les affaires, Exploitation pétrolière
Sujet : Bénéfices / Revenus

Résultats du deuxième trimestre de 2017 de Suncor Énergie



CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 26 juillet 2017) -

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 (les « IFRS »), plus précisément la Norme comptable internationale (« IAS ») 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 présenté en fonction des droits. Certaines mesures financières du présent communiqué (fonds provenant de l'exploitation, bénéfice (perte) d'exploitation, charges d'exploitation décaissées des Sables pétrolifères et charges d'exploitation décaissées de Syncrude) ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (les « PCGR ») du Canada. Voir la rubrique « Mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR ». Les informations concernant les activités du secteur Sables pétrolifères ne tiennent pas compte de la participation de Suncor dans les activités de Syncrude.

« Notre modèle intégré et nos efforts soutenus pour réduire les coûts ont favorisé notre performance au deuxième trimestre, a déclaré Steve Williams, président et chef de la direction. L'excellent bilan de nos activités extracôtières et de nos activités en aval a contribué à neutraliser l'effet de l'incident survenu à l'installation de Syncrude et des travaux de maintenance majeurs qui ont visé la majorité de nos actifs du secteur Sables pétrolifères, en générant des flux de trésorerie qui ont excédé nos engagements en matière de dépenses en immobilisations de maintien et de dividendes. »

? Les fonds provenant de l'exploitation se sont établis à 1,627 G$ (0,98 $ par action ordinaire). Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, qui rendent compte des variations du fonds de roulement hors trésorerie, se sont chiffrés à 1,671 G$ (1,00 $ par action ordinaire).

? Le bénéfice d'exploitation s'est chiffré à 199 M$ (0,12 $ par action ordinaire), et le bénéfice net, à 435 M$ (0,26 $ par action ordinaire).

? La production du secteur Sables pétrolifères s'est établie à 413 600 barils par jour (b/j), contre 213 100 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, lequel avait subi l'incidence majeure des feux de forêt dans la région de Fort McMurray.

? Les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères se sont établies à 27,80 $ pour le deuxième trimestre de 2017, reflet d'une production réduite en raison des travaux de maintenance prévus et de l'incidence positive des mesures de réduction des coûts de la Société.

? Le secteur Exploration et production (E&P) a porté sa production à 125 500 barils d'équivalent pétrole par jour (bep/j), comparativement à 117 600 bep/j au deuxième trimestre de 2016.

? Le débit de traitement du brut du secteur Raffinage et commercialisation (« R&C ») est passé de 400 200 b/j au deuxième trimestre de 2016 à 435 500 b/j pour le trimestre considéré.

? Le projet Fort Hills est achevé à 90 %, et l'installation de traitement du minerai et les principaux actifs d'extraction primaire ont été mis en exploitation au cours de la période. Les coûts du projet sont conformes aux prévisions, et les premiers barils sont attendus à la fin de 2017. De plus, le projet d'agrandissement du Parc de stockage Est a été mis en service après la clôture du trimestre; il facilitera les activités de Fort Hills une fois les premiers barils produits à la fin de 2017.

? La plateforme Hebron a été acheminée à son emplacement final au large des côtes et solidement ancrée au plancher océanique au deuxième trimestre de 2017. Les activités de forage se déroulent selon les plans et les premiers barils sont prévus pour la fin de 2017.

? Le projet d'extension ouest de White Rose a été autorisé au deuxième trimestre de 2017. Suncor détient une participation de non-exploitant grâce à une participation directe combinée d'environ 26 %. Les premiers barils sont prévus pour 2022, la quote-part de la production de pétrole à cadence maximale revenant à la Société étant estimée à 20 000 bep/j.

Résultats financiers

Pour le deuxième trimestre de 2017, Suncor a comptabilisé un bénéfice d'exploitation de 199 M$ (0,12 $ par action ordinaire), comparativement à une perte d'exploitation de 565 M$ (0,36 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le trimestre a été marqué par une hausse des prix du pétrole brut, par une augmentation de la production des secteurs E&P et R&C ainsi que par l'attention soutenue apportée aux coûts, et ce, dans tous les secteurs. Les résultats de la période considérée ont été touchés par un incident survenu à l'installation de Syncrude à la fin du premier trimestre de 2017 et par les travaux de maintenance prévus pour la majorité des actifs du secteur Sables pétrolifères de la Société. Les résultats du deuxième trimestre de 2016 avaient été touchés par l'interruption de la production en raison des feux de forêt dans la région de Fort McMurray, facteur en partie neutralisé par le profit lié à la méthode du premier entré, premier sorti (« PEPS ») pour le secteur R&C.

Les fonds provenant de l'exploitation se sont établis en hausse, à 1,627 G$ (0,98 $ par action ordinaire), comparativement à 916 M$ (0,58 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2016 et ont été touchés par les mêmes facteurs que ceux indiqués ci-dessus qui ont contribué au bénéfice d'exploitation.

Le bénéfice net s'est chiffré à 435 M$ (0,26 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2017, comparativement à une perte nette de 735 M$ (0,46 $ par action ordinaire) un an plus tôt. Le bénéfice net du deuxième trimestre de 2017 reflète un profit de change latent après impôt de 278 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains, une charge après impôt de 10 M$ liée au remboursement anticipé de la dette, déduction faite de profits sur couverture de change réalisés connexes, et une perte hors trésorerie après impôt de 32 M$ sur des swaps de taux d'intérêt différés et des dérivés de change. Le bénéfice net du trimestre correspondant de l'exercice précédent tenait compte d'une perte de change latente après impôt de 27 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains, d'une charge après impôt de 73 M$ liée au remboursement anticipé de la dette et d'une perte hors trésorerie après impôt de 70 M$ sur les swaps de taux d'intérêt différés.

Résultats d'exploitation

Les charges d'exploitation, frais de vente et frais généraux au deuxième trimestre de 2017 comprennent les coûts liés à la participation directe de 5 % supplémentaire dans Syncrude, acquise au milieu du deuxième trimestre de 2016, et, en 2016, les coûts avaient été évités, en raison de l'interruption des activités attribuable aux feux de forêt dans la région de Fort McMurray. Exception faite de ces deux facteurs, le total des charges d'exploitation, frais de vente et frais généraux est moins élevé pour le trimestre considéré, car les économies de coûts contrôlables ont plus que compensé une augmentation des coûts d'approvisionnement découlant de la hausse des prix du gaz naturel.

La production en amont totale de Suncor s'est établie à 539 100 bep/j pour le deuxième trimestre de 2017, comparativement à 330 700 bep/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les volumes de production du secteur Sables pétrolifères se sont chiffrés à 352 600 b/j au deuxième trimestre de 2017, contre 177 500 b/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent, l'augmentation étant surtout attribuable à l'interruption de la production au deuxième trimestre de 2016, en raison des feux de forêt dans la région de Fort McMurray, ainsi qu'aux travaux de révision à l'usine de valorisation 2 pendant la même période. Au deuxième trimestre de 2017, la production a été touchée par la première révision sur cinq ans des installations centrales agrandies de Firebag ainsi que par les travaux de maintenance planifiés à l'usine de valorisation et réalisés au cours de la période. En dépit du démarrage plus lent que prévu après les travaux de révision à Firebag, le prolongement de ce cycle de révision sur cinq ans a fourni un avantage global net à la Société, en raison de l'expérience acquise, laquelle sera bénéfique pour les cycles de révision futurs. Les taux de production des activités du secteur Sables pétrolifères sont revenus à la normale vers la fin du trimestre.

Au deuxième trimestre de 2017, les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères se sont établies à 27,80 $, ce qui reflète les importants travaux de maintenance au cours de la période et l'incidence positive des mesures de réduction des coûts mises en place par la Société, comparativement à 46,80 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'amélioration sur un an est surtout attribuable à la production accrue et aux économies de coûts contrôlables.

La quote-part de Suncor dans la production de Syncrude s'est établie à 61 000 b/j au deuxième trimestre de 2017, comparativement à 35 600 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse est attribuable à l'incidence négative des feux de forêt au deuxième trimestre de 2016 ainsi qu'à la participation directe supplémentaire acquise au milieu du deuxième trimestre de 2016. La production au deuxième trimestre de 2017 a été touchée de façon importante par un incident survenu dans l'installation à la fin du premier trimestre de 2017, par des travaux de maintenance planifiés et par la progression des travaux de maintenance portant sur une unité de cokéfaction, initialement prévus pour le quatrième trimestre de 2017, qui ont été accélérés pour coïncider avec une interruption non planifiée en vue de maximiser la production annuelle. Les charges d'exploitation décaissées par baril de Syncrude ont diminué pour s'établir à 97,80 $ au deuxième trimestre de 2017, comparativement à 113,55 $ au deuxième trimestre de 2016, les deux périodes ayant subi l'incidence des interruptions de production susmentionnées. Syndrude a effectué les travaux de réparation nécessaires ainsi que la révision prévue des installations de valorisation et s'attend à retrouver des taux d'exploitation normaux d'ici le début d'août, une fois les travaux de maintenance de l'unité de cokéfaction achevés.

« Même si la performance de certains de nos actifs du secteur Sables pétrolifères n'a pas satisfait nos attentes au deuxième trimestre, nous avons pleinement confiance en ces actifs, a affirmé Steve Williams. Nous avons pratiquement terminé des travaux exhaustifs de maintenance du secteur Sables pétrolifères et nous prévoyons une solide performance pour la suite. »

Les volumes de production du secteur E&P se sont établis à 125 500 bep/j au deuxième trimestre de 2017, en hausse par rapport à 117 600 bep/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison surtout de travaux de maintenance moins importants à Terra Nova, de la production issue des nouveaux puits à Hibernia ainsi que de la production en Libye, facteurs en partie neutralisés par la déplétion naturelle à Buzzard.

Les prévisions de production pour 2017 demeurent les mêmes, car la production accrue du secteur E&P devrait compenser l'incidence de l'incident survenu dans les installations de Syncrude.

Un solide rendement de l'exploitation a contribué à l'augmentation du débit de traitement du brut par les raffineries, qui s'est établi à 435 500 b/j, comparativement à 400 200 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison d'une diminution des travaux de maintenance planifiés et de la disponibilité accrue du brut. Le taux d'utilisation moyen des raffineries est passé de 87 % au deuxième trimestre de 2016 à 94 % au deuxième trimestre de 2017, un record depuis le début de l'exercice 2017. Les résultats du secteur R&C ont également bénéficié d'un excellent volume de ventes au détail au deuxième trimestre de 2017, contribuant ainsi à un record depuis le début du premier semestre de 2017.

Mise à jour concernant la stratégie

La mise en oeuvre rigoureuse du programme d'immobilisations de Suncor pour 2017 vise à amener les grands projets de croissance de Suncor que sont Fort Hills et Hebron à l'étape d'une première production d'ici la fin de l'année, tout en poursuivant les investissements dans la sécurité, la fiabilité et l'efficience des actifs d'exploitation de la Société.

Le projet Fort Hills est achevé à 90 %, l'installation de traitement du minerai et les principaux actifs d'extraction primaire ont été mis en exploitation au cours de la période. Les activités du trimestre comprennent aussi l'entrée en phase d'achèvement et de mise en service de la centrale de services publics. La construction de l'installation d'extraction secondaire, dernière étape avant que le projet produise ses premiers barils, s'est poursuivie au cours du trimestre, et le projet continue de se dérouler comme prévu pour entrer en production à la fin de 2017. Les dépenses du deuxième trimestre de 2017 ont aussi été axées sur les activités de soutien des travaux préliminaires à l'exécution du plan de mine de Fort Hills et de gestion des résidus après le commencement de la production. Après la fin du trimestre, la Société a mis en service le projet d'agrandissement du Parc de stockage Est et elle commencera à préparer le terminal pour la réception du bitume de Fort Hills à la fin de 2017.

La Société a continué de progresser dans la vente d'une participation cumulée de 49 % dans le projet d'agrandissement du Parc de stockage Est à la Première Nation de Fort McKay et à la Première Nation crie Mikisew, prévoyant réaliser un produit estimatif d'environ 500 M$, et elle s'attend à ce que la clôture de l'arrangement ait lieu au deuxième semestre de 2017.

Le projet Hebron a franchi une étape importante au deuxième trimestre de 2017, la plateforme ayant été acheminée au site extracôtier final et solidement fixée au plancher océanique. Les activités de forage à Hebron se déroulent comme prévu et les premiers barils sont toujours attendus à la fin de 2017. Les activités du secteur E&P au deuxième trimestre comprenaient également les activités de forage de développement continu à Hibernia et White Rose et les travaux de mise en valeur visant le projet Oda en Norvège.

« Fort Hills et Hebron sont en voie de fournir une première production, comme prévu, à la fin de 2017, et les deux projets ont franchi d'importantes étapes, a déclaré Steve Williams. La mise en service préliminaire de plusieurs actifs clés à Fort Hills a commencé et la plateforme Hebron a été acheminée et installée avec succès au site final, où les activités de forage se déroulent comme prévu. »

Le projet d'extension ouest de White Rose a été approuvé au cours du deuxième trimestre de 2017. Suncor détient une participation de non-exploitant et une participation directe combinée d'environ 26 %. Les premiers barils sont prévus pour 2022, et la quote-part de la production à cadence maximale revenant à la Société est estimée à 20 000 bep/j.

Les dépenses de maintien de Syncrude au deuxième trimestre de 2017 ont été essentiellement affectées aux travaux de révision planifiés de l'unité de valorisation, aux travaux de maintenance complexes à l'unité de cokéfaction initialement prévus pour le quatrième trimestre de 2017 et aux réparations liées à l'incident survenu dans une installation au premier trimestre de 2017. La Société s'attend à recevoir un produit d'assurance qui compensera une partie importante des dépenses liées à l'incident en question.

Au deuxième trimestre de 2017, la Société a continué, de concert avec Syncrude, à s'employer à réduire les coûts d'exploitation, à accroître la performance et à mettre en place des synergies régionales au moyen de l'intégration. Au deuxième trimestre de 2017, le réseau logistique de Suncor a continué de traiter les volumes de production de pétrole brut peu sulfureux intermédiaire de Syncrude afin de faciliter la gestion des stocks et permettre à certains actifs de Syncrude de fonctionner à des taux moindres pour éviter une interruption complète suivie d'un redémarrage après l'incident.

Aux termes de l'offre publique de rachat dans le cours normal des activités, qui a débuté au deuxième trimestre de 2017, la Société a racheté, aux fins d'annulation, pour 296 M$ de ses actions.

Au cours du deuxième trimestre de 2017, Suncor a remboursé une tranche de 1,250 G$ US des billets à 6,10 % dont l'échéance initiale était le 1er juin 2018, afin de réduire ses coûts de financement et de se doter d'une souplesse financière continue.

Rapprochement du résultat d'exploitation(1)

  Trimestres clos les
30 juin
Semestres clos les
30 juin
(en millions de dollars) 2017 2016 2017 2016
Résultat net 435 (735) 1 787 (478)
  (Profit) perte de change latent sur la dette libellée en dollars américains (278) 27 (381) (858)
  Perte hors trésorerie découlant de l'évaluation à la valeur de marché des swaps de taux d'intérêt et des dérivés sur devises2) 32 70 32 160
  Perte sur le remboursement anticipé d'une dette à long terme3) 10 73 10 73
  Profit sur cessions importantes4) - - (437) -
  Coûts d'acquisition et d'intégration de COS5) - - - 38
Bénéfice (perte) d'exploitation1) 199 (565) 1 011 (1 065)
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 communiqué.
   
2) Perte hors trésorerie découlant de l'évaluation à la valeur de marché des swaps de taux d'intérêt différés et des dérivés sur devises découlant de variations des taux d'intérêt à long terme et des taux de change dans le secteur Siège social.
   
3) Charges liées au remboursement anticipé de la dette dans le secteur Siège social, déduction faite des profits de couverture de change réalisés connexes.
   
4) Profit de 354 M$découlant de la vente des activités liées aux lubrifiants de la Société faisant partie du secteur R&C et profit de 83 M$découlant de la vente de la participation de la Société dans le parc éolien de Cedar Point dans le secteur Siège social.
   
5) Coûts de transactions et charges connexes liées à l'acquisition de Canadian Oil Sands Limited (« COS ») dans le secteur Siège social.

Perspectives de la Société

Suncor a revu ses prévisions de production, de dépenses en immobilisations et autres informations pour l'exercice 2017, publiées le 26 avril 2017. Les prévisions pour l'exercice au complet concernant la production de Syncrude sont passées d'une fourchette de 135 000 b/j à 150 000 b/j à une fourchette de 130 000 b/j à 145 000 b/j et les prévisions pour l'exercice au complet concernant les charges d'exploitation décaissées de Syncrude sont passées d'une fourchette de 36,00 $/b à 39,00 $/b à une fourchette de 42,00 $/b à 45,00 $/b, ce qui reflète la reprise des activités après l'incident qui est survenu à l'installation vers la fin du premier trimestre de 2017. De plus, les prévisions pour l'exercice au complet concernant la production du secteur E&P sont passées d'une fourchette de 110 000 bep/j à 120 000 bep/j à une fourchette de 115 000 bep/j à 125 000 bep/j en raison d'une meilleure performance des actifs, ce qui n'a donné lieu à aucun changement de la fourchette prévisionnelle pour la production totale de Suncor pour l'exercice complet.

La fourchette prévisionnelle pour l'exercice complet en ce qui concerne les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères a été révisée, passant de 24,00 $/b - 27,00 $/b à une fourchette de 23,00 $/b - 26,00 $/b pour refléter la baisse du prix du gaz naturel et des coûts de maintenance.

La fourchette prévisionnelle révisée pour l'exercice complet concernant les dépenses en immobilisations de 4,8 G$ à 5,2 G$ a été augmentée de 5,4 G$ à 5,6 G$ pour refléter la possibilité d'accélérer les travaux à Fort Hills ainsi que les coûts accrus à Syncrude liés à l'incident survenu à la fin du premier trimestre de 2017 et les travaux de révision pour 2017. Les coûts du projet sont conformes aux prévisions, et les premiers barils sont attendus à la fin de 2017.

Les hypothèses sous-tendant les prévisions pour l'exercice au complet ont également été ajustées comme suit : impôt sur le résultat exigible passant d'une fourchette de 500 M$ à 800 M$ à une fourchette de 600 M$ à 900 M$; Brent Sollum Voe passant de 53,00 $ US/b à 49,00 $ US/b; WTI, Cushing passant de 52,00 $ US/b à 47,00 $ US/b; WCS à Hardisty passant de 38,00 $ US/b à 35,00 $ US/b; Port de New York, marge de craquage 3-2-1 passant de 13,50 $ US/b à 14,50 $ US/b; et prix au comptant AECO passant de 3,00 $/Gj à 2,50 $/Gj. Pour plus de précisions et des mises en garde concernant les prévisions révisées de Suncor pour 2017, veuillez consulter la page www.suncor.com/perspectives.

Mesures financières hors PCGR

Le bénéfice d'exploitation (perte) est définie dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion de Suncor daté du 26 juillet 2017 et fait 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 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 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 : les projets de croissance de Suncor, y compris : i) les énoncés concernant le projet Fort Hills, notamment la prévision selon laquelle les activités de maintien préalables favoriseront l'exécution du plan de mine et de gestion des résidus miniers après le début de la production, les coûts du projet sont conformes aux prévisions, et les premiers barils sont attendus à la fin de 2017, et les prévisions concernant le Parc de stockage Est; ii) les énoncés concernant le projet Hebron, notamment la prévision selon laquelle les premiers barils de pétrole seront produits vers la fin de 2017; et iii) les énoncés concernant le projet d'extension ouest de White Rose, notamment que la quote-part revenant à la Société de la production de pétrole, à pleine cadence, devrait s'établir à 20 000 kbep/j, que les premiers barils de pétrole sont attendus en 2022; l'attente selon laquelle l'avantage global net du prolongement du cycle des travaux de révision sur cinq ans à Firebag sera bénéfique pour les cycles de révision futurs, en raison de l'expérience acquise; l'excellent rendement prévu pour le secteur Sables pétrolifères pour les périodes à venir; la prévision selon laquelle les activités de Syncrude reprendront leur cours normal d'ici le début d'août, après les travaux de maintenance de l'unité de cokéfaction; la prévision selon laquelle la production accrue du secteur E&P compensera l'incidence de l'incident survenu à une installation de Syncrude; l'attente selon laquelle Suncor continuera d'axer ses efforts sur la mise en oeuvre rigoureuse du programme d'immobilisations de Suncor pour 2017 pour amener les grands projets de croissance que sont Fort Hills et Hebron à l'étape d'une première production d'ici la fin de l'année, tout en poursuivant les investissements dans la sécurité, la fiabilité et l'efficience des actifs d'exploitation de la Société; le produit estimatif d'environ 500 M$ de la vente d'une participation cumulée de 49 % dans le projet d'agrandissement du Parc de stockage Est à la Première Nation de Fort McKay et à la Première Nation crie Mikisew, et la prévision selon laquelle la clôture de l'arrangement aura lieu au deuxième semestre de 2017; le fait que Suncor s'attend à recevoir un produit d'assurance qui compensera une partie importante des dépenses liées à l'incident survenu à Syncrude; les efforts de concert avec Syncrude en vue de réduire les coûts d'exploitation, d'accroître la performance et de mettre en place des synergies régionales au moyen de l'intégration; l'attente selon laquelle la réduction de l'encours de la dette réduira les charges financières et procurera une souplesse financière continue; les prévisions de Suncor pour l'exercice complet concernant la production de Syncrude, les charges d'exploitation décaissées de Syncrude, la production de secteur E&P, les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères, les dépenses en immobilisations et l'impôt sur le résultat exigible de même que les hypothèses qui sous-tendent les prévisions. 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 Suncor 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, incluant les taux de redevances et les lois fiscales; 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 et des services; la capacité des tiers à remplir leurs obligations face à Suncor; 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 1er mars 2017, 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 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 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.

Pour plus d'information à propos de Suncor, visitez notre site Web à suncor.com ou suivez-nous sur Twitter @SuncorEnergy ou sur ensemble.suncor.com

Le rapport aux actionnaires pour le deuxième trimestre de 2017 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 deuxième trimestre de Suncor, veuillez visiter suncor.com/webdiffusions.


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Communiqué envoyé le 26 juillet 2017 à 20:03 et diffusé par :