Résultats du deuxième trimestre de 2019 de Suncor Énergie

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 (IFRS), 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 Énergie Inc. (Suncor ou la Société) dans Fort Hills et Syncrude.

CALGARY, Alberta, 24 juill. 2019 (GLOBE NEWSWIRE) --  « Au cours du trimestre, les fonds provenant de l'exploitation se sont établis à 3,0 G$, ce qui constitue un nouveau sommet pour un deuxième trimestre, et le résultat d'exploitation s'est chiffré à 1,3 G$ grâce à l'excellente performance au chapitre de l'exploitation offerte par notre équipe. Nous avons tiré avantage de notre polyvalence afin de maximiser les flux de trésorerie, et ce, malgré l'incidence des réductions de la production, a déclaré Mark Little, président et chef de la direction. La vigueur des flux de trésorerie générés et notre gestion rigoureuse des dépenses en immobilisations nous permettent de redistribuer de la valeur à nos actionnaires sous la forme de dividendes (658 M$) et de rachats d'actions (552 M$), tout en présentant un bilan éloquent. »

• Les fonds provenant de l'exploitation se sont établis à 3,005 G$ (1,92 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2019, contre 2,862 G$ (1,75 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l'exercice précédent, soit une hausse de 10 % par action ordinaire.
  
  
• Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, qui tiennent compte des variations du fonds de roulement hors trésorerie, se sont chiffrés à 3,433 G$ (2,19 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2019, comparativement à 2,446 G$ (1,50 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l'exercice précédent.
  
  
• La Société a enregistré un résultat net de 2,729 G$ (1,74 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2019, contre 972 M$ (0,60 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l'exercice précédent et comprenait un recouvrement d'impôt différé non récurrent de 1,116 G$ (0,71 $ par action ordinaire) pour refléter les réductions graduelles du taux d'imposition des sociétés en Alberta, lequel passera de 12 % à 8 % au cours des quatre prochaines années.
  
  
• Le résultat d'exploitation s'est établi à 1,253 G$ (0,80 $ par action ordinaire), contre un résultat d'exploitation de 1,190 G$ (0,73 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui représente une hausse de 10 % par action ordinaire.
  
  
• Les volumes de production du secteur Sables pétrolifères sont passés de 547 600 barils par jour (« b/j ») au deuxième trimestre de l'exercice précédent à 692 200 b/j au deuxième trimestre de 2019. Malgré les limites qu'imposent les réductions de la production, le secteur Sables pétrolifères a affiché une production record pour un deuxième trimestre, du fait d'une meilleure utilisation des installations du secteur et d'une augmentation de la production à Fort Hills, qui est passée de 70 900 b/j au cours du deuxième trimestre de l'exercice précédent à 89 300 b/j.
  
  
• Le secteur Raffinage et commercialisation (R et C) a présenté des résultats financiers convaincants malgré l'incidence des travaux de maintenance planifiés au cours du trimestre, ce qui s'explique par une amélioration des marges de raffinage et un débit de traitement du brut plus élevé. Les fonds provenant de l'exploitation et le résultat d'exploitation se sont établis respectivement à 932 M$ et à 677 M$, contre 892 M$ et 671 M$ au cours du trimestre correspondant de l'exercice précédent.
  
  
• Le secteur Exploration et production (E et P) a affiché une production de 111 700 b/j au cours du deuxième trimestre, ce qui comprend l'ajout de 23 600 b/j à la production de Hebron, à la suite de l'achèvement du forage du sixième puits de production au cours du trimestre.
  
  
• Au cours du deuxième trimestre de 2019, la Société a émis des billets à moyen terme non garantis de premier rang de 750 M$ portant intérêt au taux de 3,10 %. Elle a également remboursé un montant de 1,3 G$ au titre de sa dette à court terme et un montant de 140 M$ US au titre de sa dette à long terme à intérêt élevé qui arrivait à échéance, ce qui lui a permis d'améliorer sa situation de trésorerie et sa souplesse financière.
  
  
• La Société a versé 658 M$ en dividendes et racheté de ses actions ordinaires pour un montant de 552 M$ au cours du trimestre.

Résultats financiers

Résultat d'exploitation

Le résultat d'exploitation de Suncor pour le deuxième trimestre de 2019 s'est établi à 1,253 G$ (0,80 $ par action ordinaire), en comparaison de 1,190 G$ (0,73 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La progression du résultat d'exploitation est principalement attribuable à la hausse de la production totale de pétrole brut et à l'augmentation du débit de traitement du brut par les raffineries, lesquelles s'expliquent par l'envergure moindre du programme de travaux de maintenance planifiés menés à l'égard des installations du secteur Sables pétrolifères et du secteur R et C comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent. De plus, l'amélioration de la fiabilité à Syncrude et l'accroissement de la cadence de production à Fort Hills et à Hebron observés tout au long de 2018 ont contribué à accroître davantage le débit de traitement du brut au deuxième trimestre de 2019, facteur qui n'a été que partiellement neutralisé par une diminution de la production liée aux réductions obligatoires de la production imposées par le gouvernement de l'Alberta. Les autres facteurs qui ont eu une incidence positive sur le résultat d'exploitation au deuxième trimestre de 2019 comprennent l'incidence de l'affaiblissement du dollar canadien sur les ventes libellées en dollars américains et l'amélioration des marges de raffinage.

Le résultat d'exploitation du deuxième trimestre de 2019 a subi les répercussions négatives de la baisse des cours de référence du pétrole brut WTI et Brent, de la variation défavorable du profit lié à la méthode du premier entré, premier sorti et des stocks intragroupe ainsi que de l'augmentation des redevances, des charges d'exploitation et des frais de transport qui a résulté de l'accroissement de la production. De plus, la charge d'amortissement et d'épuisement a été plus élevée qu'au cours du trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison de la mise en service graduelle du projet Fort Hills en 2018 et de la hausse de l'amortissement du fait de la transition à l'IFRS 16 Contrats de location. Les frais de prospection ont crû à la suite de la non?viabilité commerciale des projets de forage au large de la côte Est du Canada et dans la portion britannique de la mer du Nord.

Résultat net

La Société a enregistré un résultat net de 2,729 G$ (1,74 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2019, contre un résultat net de 972 M$ (0,60 $ par action ordinaire) au trimestre correspondant de l'exercice précédent. En plus des facteurs ayant eu une incidence sur le résultat d'exploitation qui sont mentionnés ci?dessus, le résultat net du deuxième trimestre de 2019 rend compte d'un recouvrement d'impôt différé non récurrent de 1,116 G$ lié à une réduction progressive du taux d'imposition des sociétés en Alberta, lequel diminuera de 1 % chaque année de 2019 à 2022, d'un profit après impôt de 139 M$ découlant de la vente de la participation de la Société dans Canbriam Energy Inc. (« Canbriam ») et d'un profit de change latent après impôt de 221 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains. Le résultat net du trimestre correspondant de l'exercice précédent tenait compte d'une perte de change latente après impôt de 218 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains.

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 3,005 G$ (1,92 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2019, comparativement à 2,862 G$ (1,75 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2018, reflètent l'incidence des mêmes facteurs que ceux mentionnés ci?dessus qui ont influé sur le résultat d'exploitation, exclusion faite de la charge d'amortissement et d'épuisement et des frais de prospection.

Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont chiffrés à 3,433 G$ (2,19 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2019, comparativement à 2,446 G$ (1,50 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2018. En plus des éléments susmentionnés à l'égard des fonds provenant de l'exploitation, les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation reflètent également une entrée de trésorerie liée au solde du fonds de roulement de la Société au cours du deuxième trimestre de 2019, par rapport à des sorties de trésorerie au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Résultats d'exploitation

La production en amont totale de Suncor s'est établie à 803 900 barils d'équivalent pétrole par jour (« bep/j ») pour le deuxième trimestre de 2019, comparativement à 661 700 bep/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui a constitué une production record pour un deuxième trimestre. La hausse a été principalement attribuable à des travaux de maintenance planifiés dans le secteur Sables pétrolifères moins nombreux, à l'amélioration de la fiabilité à Syncrude et à l'accroissement de la production de Fort Hills et de Hebron tout au long de 2018. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par l'incidence des réductions obligatoires de la production dans la province de l'Alberta, lesquelles sont entrées en vigueur le 1^er janvier 2019.

Au cours du deuxième trimestre de 2019, la Société a tiré parti de sa base d'actifs élargie et de sa polyvalence opérationnelle pour maximiser la valeur des barils alloués aux termes du programme de réduction obligatoire de la production, en mettant l'accent sur la production de pétrole brut synthétique à plus haute valeur et en limitant l'incidence des activités de maintenance planifiées, notamment par le transfert des allocations au titre des réductions entre les actifs de la Société. De plus, l'excellente fiabilité et la grande disponibilité des actifs ont permis à la Société d'acheter 24 000 b/j additionnels au titre des volumes de bitume du programme de réduction provenant d'un tiers, déduction faite des ventes aux termes du programme de réduction.

« Les actifs en amont de Suncor ont produit plus de 800 000 b/j au cours du deuxième trimestre de 2019, ce qui représente un nouveau record pour un deuxième trimestre, tandis que les travaux de maintenance planifiés ont été réalisés à l'égard de nombreux actifs du secteur Sables pétrolifères au cours du trimestre, a affirmé Mark Little. De plus, l'équipe a été en mesure de créer beaucoup de valeur grâce à une répartition réfléchie de la production entre nos actifs pendant cette période de réduction de la production, ce qui constitue un excellent exemple des avantages inhérents à notre base d'actifs étendue et souple. »

Les volumes de production du secteur Sables pétrolifères se sont chiffrés à 414 200 b/j au deuxième trimestre de 2019, contre 358 900 b/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse de la production a trait essentiellement au pétrole brut synthétique et découle de la diminution du nombre de travaux de maintenance planifiés aux installations de valorisation. La fiabilité des installations de valorisation du secteur Sables pétrolifères s'est améliorée, passant de 69 % au deuxième trimestre de 2018 à 86 % au deuxième trimestre de 2019. La production de bitume non valorisé provenant des actifs in situ de la Société est demeurée relativement stable d'un trimestre à l'autre (118 700 b/j au deuxième trimestre de 2019 contre 121 000 b/j au deuxième trimestre de 2018) compte tenu de l'incidence continue des réductions obligatoires de la production, la Société favorisant la production de barils de pétrole brut synthétique à valeur plus élevée, et des travaux de maintenance d'envergure ont été effectués à Firebag. Par ailleurs, la production totale du secteur Sables pétrolifères a diminué en raison de la perte de rendement liée au transfert de la valorisation de bitume vers la production de pétrole brut synthétique.

Les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères se sont établies à 27,80 $ au deuxième trimestre de 2019, contre 28,65 $ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui s'explique par l'incidence des travaux de maintenance planifiés au cours des deux périodes. La diminution des charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères est attribuable à la hausse de la production, atténuée par la hausse des charges d'exploitation, frais de vente et frais généraux. Cette diminution a également résulté de la perte de rendement liée à la hausse de la production de pétrole brut synthétique à valeur plus élevée. Les charges d'exploitation décaissées totales du secteur Sables pétrolifères se sont chiffrées à 1,051 G$, en comparaison de 940 M$ au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de l'augmentation des coûts des produits consommés et de l'augmentation des coûts de préparation du minerai, contrées en partie par le recul des prix du gaz naturel.

La quote?part de Suncor dans la production de Fort Hills s'est élevée à 89 300 b/j en moyenne au deuxième trimestre de 2019, en comparaison de 70 900 b/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent, en raison de l'accroissement de la cadence de production observé au cours de 2018. La hausse de la production a été partiellement contrebalancée par les réductions obligatoires de la production, dont l'incidence a été atténuée par la Société au moyen de l'achat de 6 500 b/j provenant des crédits de réduction de tiers. Les charges d'exploitation décaissées par baril de Fort Hills se sont établies à 22,50 $ au deuxième trimestre de 2019, comparativement à celles de 28,55 $ inscrites au trimestre correspondant de l'exercice précédent, du fait essentiellement de la hausse de la production. Le total des charges d'exploitation décaissées à Fort Hills est demeuré stable à 183 M$, contre 185 M$ au cours du trimestre correspondant de l'exercice précédent, malgré la hausse de la production.

La quote?part de Suncor dans la production de Syncrude s'est établie à 188 700 b/j au deuxième trimestre de 2019, en comparaison de 117 800 b/j au deuxième trimestre de l'exercice précédent. Cette augmentation est principalement attribuable à l'amélioration de la fiabilité à Syncrude, laquelle s'explique par le fait que le taux de fiabilité des installations au deuxième trimestre de l'exercice précédent s'était ressenti de l'exécution de travaux de maintenance planifiés d'envergure et de la survenance d'une panne d'électricité. Cette augmentation a toutefois été neutralisée en partie par l'incidence des réductions obligatoires de la production, incidence que Suncor et les autres coentrepreneurs du projet Syncrude sont parvenus à limiter en affectant ponctuellement une partie de leurs crédits de réduction à Syncrude. Syncrude a également procédé à l'achat de crédits supplémentaires provenant de tiers. La totalité des crédits de réduction obtenus à Syncrude s'est traduite par une hausse de la production de pétrole brut synthétique estimée à 21 000 b/j. Le taux d'utilisation des installations de valorisation de Syncrude s'est amélioré pour s'établir à 93 % au deuxième trimestre de 2019, en comparaison de 58 % au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les charges d'exploitation décaissées par baril de Syncrude se sont établies à 34,90 $ au deuxième trimestre de 2019, en baisse par rapport à celles de 56,25 $ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette baisse est attribuable surtout à l'accroissement de la production. Le total des charges d'exploitation décaissées de Syncrude s'est établi à 599 M$ au deuxième trimestre de 2019, ce qui est similaire au total de 603 M$ affiché au cours du trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Les volumes de production du secteur E et P se sont établis à 111 700 bep/j au deuxième trimestre de 2019, en comparaison de 114 100 bep/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les augmentations de la production à Hebron et à Oda, qui a débuté la production au cours du premier trimestre de 2019, ont presque compensé la déplétion naturelle au Royaume?Uni, le retour graduel de la cadence normale à White Rose et l'achèvement des travaux de maintenance planifiés à Terra Nova.

Le débit de traitement du brut par les raffineries a atteint 399 100 b/j, et le taux d'utilisation des raffineries s'établissait à 86 % au deuxième trimestre de 2019, comparativement à un débit de 344 100 b/j et un taux d'utilisation de 74 % au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Dans les deux cas, le débit de traitement reflète les répercussions de travaux de maintenance planifiés d'envergure; toutefois, les travaux de maintenance exécutés au cours du trimestre à l'étude ont été de moindre envergure que ceux menés au deuxième trimestre de 2018, durant lequel avaient été exécutés les premiers travaux de révision complets de la raffinerie d'Edmonton, de même que des travaux de révision additionnels portant sur les trois autres raffineries de la Société. Les travaux de maintenance exécutés au deuxième trimestre de 2019 comprennent des travaux de révision portant sur les raffineries de Sarnia et de Montréal, ainsi que des travaux de maintenance planifiés aux raffineries d'Edmonton et de Commerce City. Les ventes de produits raffinés ont augmenté pour se chiffrer à 508 100 b/j au deuxième trimestre de 2019, en comparaison de 500 000 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent, grâce à une hausse du débit de traitement du brut par les raffineries au deuxième trimestre de 2019 et à la plus grande disponibilité des produits raffinés qui en a découlé. Le deuxième trimestre de 2018 tient compte d'importants prélèvements sur les stocks effectués en prévision de la révision complète prévue à la raffinerie d'Edmonton au cours du deuxième trimestre de 2018.

Mise à jour concernant la stratégie

Les principaux objectifs du programme d'immobilisations de Suncor pour 2019 comprennent l'amélioration continue et l'optimisation du rendement, de la sécurité et de la fiabilité des actifs d'exploitation de la Société, notamment les projets visant à accroître le résultat et les fonds provenant de l'exploitation grâce à de nouvelles économies de coûts et améliorations de la marge structurelle. De plus, la Société élabore des projets de forage d'extension extracôtiers dans le secteur E et P.

Compte non tenu des intérêts incorporés à l'actif, la Société a engagé 1,336 G$ en dépenses en immobilisations au cours du deuxième trimestre de 2019, en baisse par rapport à celles de 1,737 G$ au trimestre correspondant de l'exercice précédent, ce qui s'explique principalement par la diminution des travaux de maintenance planifiés et des investissements liés aux révisions du fait d'un programme de maintenance de plus grande envergure mené dans les secteurs Sables pétrolifères et R et C au cours du trimestre correspondant de l'exercice précédent, de même qu'une baisse des investissements se rapportant à la mise en service graduelle des usines d'extraction de Fort Hills au premier semestre de 2018.

Les activités de forage sont en cours à Hebron et la production continue d'augmenter. Les autres activités du secteur E et P au deuxième trimestre comprenaient les activités de forage de développement de Hibernia, White Rose, Buzzard et Terra Nova, ainsi que les travaux de mise en valeur du projet Fenja et du projet d'extension ouest de White Rose.

Au cours du deuxième trimestre de 2019, la Société a approuvé la prolongation de la vie utile des actifs de Terra Nova. Ce projet devrait allonger la vie utile de Terra Nova d'une décennie environ et devrait s'effectuer en 2020. La prévision des dépenses en immobilisations de la Société pour 2019 présentée précédemment comprenait des dépenses de mise en valeur liées à ce projet.

Au cours du deuxième trimestre de 2019, Suncor a vendu sa participation de 37 % dans Canbriam pour un produit total et un profit équivalent de 151 M$ (139 M$ après impôt), laquelle avait été acquise par la Société au premier trimestre de 2018. De plus, Suncor a vendu à Canbriam un terrain et plusieurs puits de gaz naturel connexes détenus dans le nord?est de la Colombie?Britannique pour un produit de 24 millions de dollars. Cette transaction devrait être conclue au début du troisième trimestre de 2019.

Au cours du deuxième trimestre de 2019, la Société a émis des billets à moyen terme de premier rang non garantis de 750 M$ portant intérêt au taux de 3,10 % et échéant en 2029. Elle a également remboursé un montant de 1,281 G$ au titre de sa dette à court terme et un montant de 140 M$ US au titre de sa dette à long terme qui arrivait à échéance, ce qui lui a permis d'accroître sa souplesse financière.

Au cours du deuxième trimestre de 2019, la Société a racheté 552 M$ de ses actions aux fins d'annulation dans le cadre de son offre publique de rachat dans le cours normal des activités et elle a redistribué sous la forme de dividendes 658 M$ en trésorerie aux actionnaires.

« Grâce à notre modèle intégré et à l'attention que nous portons à l'excellence opérationnelle, à la gestion rigoureuse des dépenses en immobilisations et au développement durable, nous regardons l'avenir avec confiance et continuons d'offrir des rendements plus élevés à nos actionnaires, a mentionné Mark Little. Nous poursuivrons l'optimisation et l'amélioration de nos activités en tirant parti du talent de notre personnel, en poursuivant nos efforts en matière d'innovation et en adoptant des technologies numériques de pointe. Pour stimuler ces initiatives, nous avons regroupé nos dirigeants les plus expérimentés autour d'un projet spécifique afin de guider Suncor vers la prochaine étape de son évolution. »

Rapprochement du résultat d'exploitation¹⁾

1. Le résultat d'exploitation est une mesure financière hors PCGR. Tous les éléments de rapprochement sont présentés déduction faite de l'impôt. Se reporter à la section « Mesures financières hors PCGR » du présent communiqué.
   
   
2. Au deuxième trimestre de 2019, la Société a comptabilisé un recouvrement d'impôt différé de 1,116 G$ lié à la quasi?adoption par le gouvernement de l'Alberta d'une loi visant à réduire de façon progressive le taux d'imposition des sociétés au cours des quatre prochaines années pour le faire passer de 12 % à 8 %.
   
   
3. Au cours du deuxième trimestre de 2019, la Société a vendu sa participation de 37 % dans Canbriam, pour un produit total et un profit équivalent de 151 M$ (139 M$ après impôt). La valeur de cette participation avait précédemment été ramenée à zéro au quatrième trimestre de 2018 à la suite de l'évaluation par la Société des prix à terme du gaz naturel et de l'incidence sur les flux de trésorerie futurs estimatifs. La participation dans Canbriam avait été acquise au cours du premier trimestre de 2018 en échange des propriétés foncières de la Société situées dans le nord?est de la Colombie?Britannique. Un profit de 133 M$ après impôt avait été comptabilisé à l'égard de cette transaction.

Prévisions de la Société

Suncor a révisé sa fourchette prévisionnelle en matière de dépenses en immobilisations pour un exercice complet afin qu'elle se situe entre 4,9 G$ et 5,4 G$ plutôt qu'entre 4,9 G$ et 5,6 G$, cette baisse reflétant l'effort continu de la Société pour gérer de façon rigoureuse ses dépenses. De plus, les charges d'exploitation décaissées par baril de Syncrude se situent entre 36,50 $ et 39,50 $ plutôt qu'entre 33,50 $ et 36,50 $ en raison d'une hausse des coûts associés aux améliorations soutenues de la fiabilité à Syncrude. En outre, la Société a modifié sa marge de craquage de référence des raffineries au port de New York la faisant passer de 3-2-1 à 2-1-1, ce qui rend mieux compte de la composition approximative de l'assortiment de produits raffinés de Suncor. Aucune autre modification n'a été apportée aux prévisions de Suncor à ce jour. Pour plus de précisions et des mises en garde concernant les prévisions de Suncor pour 2019, veuillez consulter la page suncor.com/perspectives.

Mesures financières hors PCGR

Le bénéfice d'exploitation est défini dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion de Suncor daté du 24 juillet 2019 (le rapport de gestion) et fait l'objet d'un rapprochement avec les mesures les plus directement comparables conformes aux PCGR ci-dessus et dans les rubriques « Information financière consolidée » et « Résultats sectoriels et analyse » du rapport de gestion. Les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères, les charges d'exploitation décaissées de Fort Hills et les charges d'exploitation décaissées de Syncrude sont décrites dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion et font l'objet d'un rapprochement avec les mesures les plus directement comparables conformes aux PCGR dans la rubrique « Résultats sectoriels et analyse » du rapport de gestion. Les fonds provenant de l'exploitation sont décrits et font l'objet d'un rapprochement avec les mesures les plus directement comparables établies conformément aux PCGR dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion. 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 : les principaux objectifs du programme d'immobilisations de Suncor pour 2019, à savoir l'amélioration et l'optimisation du rendement, de la sécurité et de la fiabilité des actifs d'exploitation de la Société, notamment les projets visant à accroître le résultat et les fonds provenant de l'exploitation grâce à de nouvelles économies de coûts et améliorations de la marge structurelle, et les énoncés concernant l'avancement par la Société des projets de forage d'extension; les énoncés concernant le projet visant à prolonger la durée de vie de l'actif Terra Nova d'une décennie environ et les attentes concernant le calendrier d'exécution du projet; l'opinion selon laquelle le modèle intégré de Suncor et l'accent mis sur l'excellence opérationnelle, la gestion rigoureuse des dépenses en immobilisations et le développement durable lui permettent de bien se positionner pour l'avenir et de continuer à accroître les distributions aux actionnaires; le fait que Suncor compte continuer à optimiser et à améliorer ses activités en misant sur les compétences de son personnel, en continuant à privilégier l'innovation et en se dotant de technologies numériques de pointe; les attentes entourant l'équipe de projet spéciale de Suncor, notamment quant à sa capacité à guider Suncor au cours de la prochaine phase de son évolution; et les perspectives de Suncor, sur un exercice complet, quant aux dépenses en immobilisations, aux charges d'exploitation décaissées par baril de Syncrude et aux hypothèses commerciales relatives à la marge de craquage 2-2-1 au port de New York. En outre, tous les autres énoncés et autres informations traitant de la stratégie de croissance de Suncor, de ses décisions en matière de dépenses et d'investissements prévus et futurs, des prix des marchandises, des coûts, des calendriers, des volumes de production, des résultats opérationnels et des résultats financiers, et de l'incidence prévue des engagements futurs, constituent des énoncés prospectifs. Certains énoncés et renseignements prospectifs se reconnaissent à l'emploi d'expressions comme « s'attend », « prévoit », « estimations », « planifie », « prévu », « entend », « croit », « projets », « indique », « pourrait », « se concentre », « vision », « but », « perspectives », « proposé », « cible », « objectif », « continue », « devrait », « peut » et autres expressions analogues.

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

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

La notice annuelle de Suncor, le formulaire 40-F et le rapport annuel aux actionnaires, chacun daté du 28 février 2019, le rapport de gestion et les autres documents que Suncor dépose périodiquement auprès des autorités en valeurs mobilières décrivent les risques, incertitudes et hypothèses importants et les autres facteurs qui pourraient avoir une incidence sur les résultats réels et de tels facteurs sont incorporés aux présentes par voie de référence. On peut se procurer gratuitement des exemplaires de ces documents à Suncor au 150, 6th Avenue S.W., Calgary, Alberta T2P 3E3, en téléphonant au 1-800-558-9071, en en faisant la demande par courriel à [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 deuxième trimestre de 2019 de Suncor, les états financiers et les notes (non audités) peuvent être téléchargés à partir de suncor.com/rapportsfinanciers.

Pour une présentation des Relations avec les investisseurs de Suncor mise à jour et une présentation de complément d'information R et C, voir 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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