Suncor Énergie annonce son programme d’immobilisations et ses prévisions de production pour 2019

Communiqué de presse

CALGARY, Alberta, 14 déc. 2018 (GLOBE NEWSWIRE) — Suncor a annoncé aujourd’hui ses perspectives pour 2019, ce qui comprend un programme d’immobilisations se situant entre 4,9 milliards $ et 5,6 milliards $ et une production d’amont moyenne de 780 000 à 820 000 barils équivalent pétrole par jour (bep/j). Les points médians de ces fourchettes correspondent à des dépenses en immobilisations stables comparativement à 2018 et, sur douze mois, à une augmentation d’environ 10 %, y compris des estimations de limitation de la production obligatoire d’environ 730 000 bep/j en 2018.

Le gouvernement de l’Alberta a imposé des limitations obligatoires de production dans toute l’industrie à compter du 1er janvier 2019. Bien qu’il y ait considérablement d’incertitude sur les répercussions des restrictions de production, les perspectives de production totale de Suncor supposent que les restrictions obligatoires sont valables pour trois mois avant de baisser à 30 % des niveaux initiaux pour le reste de 2019. Cela s’inscrit dans la continuité de l’annonce faite par le gouvernement de l’Alberta.

Les décaissements d’exploitation sont artificiellement plus élevés, car ils reflètent l’incidence que les restrictions imposées par le gouvernement de l’Alberta ont sur la production. Les charges d’exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères de Suncor sont de 24 $ – 26,50 $ (18,25 $US 20,15 $) en raison d’une diminution des travaux de maintenance planifiés pour 2019 et d’une augmentation des économies de coûts. Les charges d’exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères excluent Fort Hills et Syncrude.  Les prévisions concernant les charges d’exploitation décaissées par baril de Fort Hills devraient être de 23 $ – 26 $ (17,50 $US -19,75 $US) pour la première année d’exploitation complète tandis que les prévisions concernant les charges d’exploitation décaissées par baril de Syncrude sont de 33,50 $ – 36,50 $ (25,50 $US -27,75 $US).  

« Maintenant que Fort Hills fonctionne au taux ciblé durant le quatrième trimestre de 2018 et que Hébron devrait, comme prévu, augmenter sa production plus tôt que prévu, nous canalisons nos efforts à maintenir une attitude disciplinée en matière d’investissements et une exploitation sûre et efficace des installations tout en stimulant des flux de trésorerie disponibles pour notre entreprise », de dire Steve Williams, président et chef de la direction.  « À l’horizon de 2019, les dépenses prévues en immobilisations comprendront des projets à haut rendement et à intensité capitalistique destinés à augmenter les marges, améliorer l’infrastructure des activités logistiques intermédiaires et les initiatives de réduction de coûts devant être mises en œuvre entre 2020 et 2023. Tous ces projets et la valeur qu’ils représentent reposent en grande partie sur les conditions du marché et les contraintes d’accès, ce qui nous positionne bien pour continuer à retourner des flux de trésorerie disponibles aux actionnaires grâce aux dividendes ainsi qu’aux rachats d’actions et à renforcer davantage le bilan. »

Les fourchettes d’immobilisations de Suncor en 2019 comprennent de la flexibilité pour contrer la volatilité des conditions du marché avec un point médian représentant des dépenses en immobilisations stables et des investissements réduits en Alberta sur douze mois.  Le programme de dépenses en immobilisations est alloué à 63 % à des activités planifiées de soutien et de maintenance afin d’assurer la sécurité, la fiabilité et l’efficience de l’exploitation.  Le programme de dépenses en immobilisations restantes pour 2019 est axé sur des projets à faible intensité capitalistique et créateurs de valeur comme la poursuite du déploiement de camions autonomes dans tous les actifs opérationnels de Suncor, le développement des pipelines bidirectionnels de Syncrude, l’augmentation des investissements dans l’infrastructure des activités logistiques intermédiaires, l’adoption de la technologie numérique, le déploiement accéléré de la nouvelle technologie PASS (structure permanente d’entreposage aquatique) de traitement des résidus de Suncor.  Les investissements pour les projets de développement E et P préalablement approuvés vont augmenter parallèlement au profil prévu des dépenses.  Des projets comme le remplacement des chaudières à coke, le coker de Montréal et la réplication in situ continueront d’évoluer pour permettre la prise de décisions éclairées relatives aux sanctions en temps opportun.

« Le marché pour le pétrole lourd et le pétrole brut synthétique de l’Alberta a grandement subi les répercussions découlant du manque d’accès au marché de la région.  Comme nous en avons discuté lors de l’appel sur les résultats du troisième trimestre, notre stratégie consistait à réduire une telle volatilité par des investissements importants dans l’intégration entre nos actifs en amont et en aval, notamment dans la capacité de valorisation et de raffinage, de concert avec notre engagement à long terme d’achat ferme d’un accès au marché par pipeline, ce qui atténue en grande partie les retombées sur nos flux de trésorerie dans de telles situations », commente Mark Little, président et chef de l’exploitation. « Suncor a fait des investissements stratégiques à long terme pour réduire les risques et créer de la valeur sur le plan économique ainsi que des emplois pour les Albertains et les Canadiens. »

Le gouvernement de l’Alberta a annoncé des restrictions obligatoires de production de 8,7 % dans toute l’industrie, limitant ainsi la production pour 2019. Pour Suncor, les restrictions initiales de production sont plus élevées. Ces restrictions ont plusieurs conséquences potentielles imprévues que Suncor analyse de concert avec le gouvernement albertain et l’Agence de réglementation de l’énergie de l’Alberta (AER), notamment :

  • l’incidence sur les niveaux d’exploitation sécuritaire et fiable des installations, en particulier durant les mois d’hiver lorsque nous fonctionnons à des niveaux élevés sans maintenance planifiée. Suncor ne compromettra pas la sécurité de ses employés ni de ses entrepreneurs;
  • l’incidence sur le pétrole brut valorisé et raffiné en Alberta qui a des répercussions limitées sur les contraintes d’accès de l’Alberta;
  • l’omission de prendre en considération le rendement passé et récent de Syncrude à la suite de l’arrêt non planifié survenu cette année;
  • la considération partielle de la production de Fort Hills à la suite de sa mise en production à la fin du troisième trimestre de 2018;
  • l’incidence sur notre engagement à long terme d’achat ferme d’un accès au marché par pipeline à la côte américaine du golfe du Mexique;
  • l’incidence sur la consommation du diesel utilisé dans l’exploitation minière.

Les perspectives de production de Suncor reflètent comment l’entreprise pense que ces situations se règleront.

Par ailleurs, l’intervention du gouvernement de l’Alberta crée de l’incertitude à long terme sur le marché et réduit tout incitatif pour les acteurs du marché désireux d’investir dans des installations de traitement du pétrole brut ou de s’engager à long terme dans son transport.  À court terme, l’intervention du gouvernement de l’Alberta a créé des gagnants et des perdants dans le marché, mis en veille une précieuse capacité de valorisation et rendu non rentable le transport par train du brut hors de la province. Suncor continuera toutefois de collaborer avec le gouvernement de l’Alberta et l’AER afin de cerner et de minimiser ces préoccupations; l’entreprise s’évertue à réduire au minimum les mises à pied de ses entrepreneurs.

Les perspectives de Suncor fournissent les prévisions de la direction pour 2019 dans certains secteurs d’activité clés de la Société. Les utilisateurs des renseignements de nature prospective sont prévenus que les résultats réels peuvent différer de façon importante des cibles indiquées. Les lecteurs sont donc avertis de ne pas se fier indûment à ces perspectives.

Dépenses en immobilisations (en millions de $ CA) (1)          
  Prévisions pour l’exercice
2019 complet
14 décembre 2018
%
d’investissement
économique(2)
 
Amont – Sables pétrolifères 3 050 3 400 17 %
Amont – E et P 1 000 1 200 97 %
Total Amont 4 050 4 600 38 %
Aval 700 775 23 %
Entreprise 150 225 53 %
Total 4 900 5 600 37  %
           
1) Les dépenses en immobilisations ne tiennent pas compte des intérêts capitalisés d’environ 150 millions $. 
2) Les dépenses en immobilisation pour les investissements économiques comprennent les investissements qui se traduisent par une augmentation de la valeur par l’ajout de réserves, l’amélioration de la capacité de traitement, l’utilisation, les coûts ou les marges, y compris l’infrastructure associée. Le reste des dépenses en immobilisations représente le maintien des éléments d’actif, la maintenance et les dépenses en immobilisations, qui comprennent les investissements en immobilisations qui répondent aux valeurs existantes en : 
  • assurant la conformité à la réglementation ou maintient les relations avec les organismes de réglementation et les autres groupes d’intérêt;
  • maintenant la capacité de traitement actuelle;
  • exploitant les réserves existantes.

  Prévisions pour l’exercic
2019 au complet
14 décembre 2018
 
Production totale de Suncor (bep/j) (1) 780 000   820 000  
Secteur Sables pétrolifères (b/j) 410 000   440 000  
Fort Hills (b/j)  participations directes de Suncor de 54,11 % 85 000   95 000  
Hills (b/j)  participations directes de Suncor de 58,74 % 160 000   180 000  
Exploration et production (bep/j) (1) 105 000   115 000  
Production des raffineries de Suncor (b/j) 430 000   450 000  
Taux d’utilisation des raffineries de Suncor (2) 93 % 97 %
           
1) Au moment de la publication, la production en Libye est toujours touchée par des troubles civils et, par conséquent, aucune donnée de nature prospective sur la production en Libye ne fait partie des perspectives quant à la production du secteur Exploration et production et à la production totale de Suncor. Les fourchettes de production pour le secteur Sables pétrolifères, Fort Hills, Syncrude et le secteur Exploration et production ne devraient pas s’ajouter pour correspondre à la production totale de Suncor.
2) Le taux d’utilisation des raffineries se fonde sur les capacités de traitement de brut suivantes : Montréal – 137 000 b/j; Sarnia – 85 000 b/j; Edmonton – 142 000 b/j; et Commerce City – 98 000 b/j.

Pour une présentation des Relations avec les investisseurs mise à jour sur les résultats du troisième trimestre, voir suncor.com/investor-centre.

Mise en garde – renseignements de nature prospective

Les énoncés prospectifs du présent communiqué incluent des références à ce qui suit : le programme de dépenses en immobilisations anticipé de Suncor se situant entre 4,9 milliards $ et 5,6 milliards $ (et les attentes en ce qui concerne l’affectation de ces dépenses); les attentes de Suncor en matière de production, notamment la production moyenne planifiée en amont de 780 000 à 820 000 bep/j et les fourchettes prévues du secteur Sables pétrolifères (de 410 000 à 440 000 b/j), la participation de Suncor dans Fort Hills (de 85 000 à 95 000 b/j), Syncrude (de 160 000 à 180 000 b/j) et du secteur Exploration et production (de 105 000 à 115 000 bep/j); les charges d’exploitation décaissées prévues du secteur Sables pétrolifères, qui devraient se situer dans la fourchette de 24,00 $ à 26,50 $ (18,25 $US – 20,15 $US) par baril; les charges d’exploitation décaissées prévues de Fort Hills, qui devraient se situer dans la fourchette de 23,00 $- 26,00 $ (17,50 US$ – 19,75 US$) par baril; les charges d’exploitation décaissées attendues de Syncrude, qui devraient se situer dans la fourchette de 33,50 $ à 36,50 $ (25,50 US$ – $27,75 US$) par baril; les prévisions de production (de 430 000 à 450 000 b/j) et du taux d’utilisation (de 93 % à 97 %) des raffineries de Suncor; les répercussions attendues des restrictions de production imposées par le gouvernement de l’Alberta; les projections selon lesquelles Hebron est sur la bonne voie pour augmenter sa production plus tôt que prévu; le maintien par Suncor d’une attitude disciplinée en matière d’investissements et une exploitation sûre et efficace des installations tout en stimulant des flux de trésorerie disponibles pour l’entreprise; les prévisions selon lesquelles les investissements comprendront une faible intensité capitalistique et des projets à haut rendement et que ces projets ainsi que la valeur correspondante qu’ils représentent sont largement tributaires des conditions du marché et du manque d’accès au marché et qu’ils nous positionnent bien pour continuer à retourner des flux de trésorerie disponibles aux actionnaires grâce aux dividendes ainsi qu’aux rachats d’actions et à renforcer davantage le bilan; les prévisions liées à une exploitation sûre et efficace des installations; les prévisions selon lesquelles les investissements pour les projets de développement E et P préalablement approuvés vont augmenter parallèlement au profil prévu des dépenses et que des projets comme le remplacement des chaudières à coke, le coker de Montréal et la réplication in situ continueront d’évoluer pour permettre la prise de décisions éclairées relatives aux sanctions en temps opportun; la stratégie de Suncor; et le potentiel des conséquences potentielles imprévues des restrictions disproportionnées de production. 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 prospectifs se reconnaissent à l’emploi d’expressions comme « perspectives », « prévisions », « pourra », « devrait », « estimé », « concentré » 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’œuvre 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.

Les hypothèses posées pour établir les prévisions de production du secteur Sables pétrolifères, de Syncrude et de Fort Hills pour 2019 incluent celles ayant trait aux initiatives de fiabilité et d’efficacité opérationnelle qui devraient réduire la maintenance non planifiée pour 2019. Les hypothèses posées pour établir les prévisions de production du secteur Exploration et production pour 2019 incluent celles ayant trait au rendement des gisements, aux résultats de forage et à la fiabilité des installations. Les facteurs qui pourraient avoir une incidence sur les perspectives de Suncor pour 2019 incluent, sans toutefois s’y limiter, les suivants :

  • Approvisionnement en bitume. L’approvisionnement en bitume pourrait varier selon les travaux de maintenance non planifiés devant être effectués à l’égard du matériel minier et des usines d’extraction, de la qualité du minerai, du stockage des résidus et du rendement des gisements in situ.
  • Infrastructures de tiers. Les estimations de production sont susceptibles d’être touchées par des problèmes avec les infrastructures de tiers, incluant la perturbation du service de pipelines ou des pannes de courant pouvant entraîner une répartition de la capacité ou la fermeture de pipelines ou d’installations de tiers, qui pourraient nuire à la capacité de la Société de produire ou de commercialiser son pétrole brut.
  • Rendement d’installations ou de plateformes de puits nouvellement mises en service. Les taux de production pendant la période de mise en service de nouvel équipement sont difficiles à prévoir et susceptibles d’être touchés par des travaux de maintenance non planifiés.
  • Maintenance non planifiée. Les estimations de production sont susceptibles d’être touchées si des travaux non planifiés sont nécessaires – installations minières, d’extraction, de valorisation, de traitement in situ, de raffinage, de gaz naturel, pipelines ou production extracôtière.
  • Événements de maintenance planifiés. Les estimations de production, incluant la composition de la production, sont susceptibles d’être touchées s’il y a des imprévus au moment de la maintenance planifiée ou si celle-ci n’est pas exécutée efficacement. L’exécution réussie des travaux de maintenance et du démarrage des activités des actifs extracôtiers, notamment, peut être touchée par des conditions météorologiques difficiles, en particulier pendant l’hiver.
  • Prix des marchandises. Des diminutions des prix des marchandises sont susceptibles de modifier nos perspectives de production et (ou) réduire nos programmes de dépenses en immobilisations.
  • Activités à l’étranger. Les activités de Suncor à l’étranger et les actifs afférents sont assujettis à un certain nombre de risques politiques, économiques et socio-économiques.
  • Mesures gouvernementales. Des mesures supplémentaires prises par le gouvernement de l’Alberta en ce qui a trait à des restrictions de production pourraient avoir des répercussions sur les Perspectives de Suncor et ces répercussions pourraient être importantes.

Le rapport de gestion de Suncor daté du 31 octobre 2018, la plus récente notice annuelle de Suncor, le formulaire 40-F et le rapport annuel aux actionnaires, ainsi que 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, ou en en faisant la demande par courriel à invest@suncor.com ou en consultant 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 énoncés prospectifs, que ce soit en raison de nouvelles informations, d’événements futurs ou d’autres circonstances.

Mesures financières hors PCGR

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 ne sont pas prévues par les principes comptables généralement reconnus du Canada (PCGR). Ces mesures financières hors PCGR ont été incluses parce que la direction les utilise pour analyser la performance opérationnelle par baril. 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. Ces mesures financières hors PCGR ne devraient pas être utilisées isolément ni comme substituts aux mesures de rendement établies conformément aux PCGR. Elles ne doivent pas être prises isolément ni en remplacement de mesures de rendement préparées conformément avec les PCGR. Elles sont définies à la rubrique « Mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR » du rapport de gestion et, pour la période prenant fin le 30 septembre 2018, font l’objet d’un rapprochement avec les mesures établies conformément aux PCGR à la rubrique « Résultats sectoriels et analyse des Sables pétrolifères » du rapport de gestion. Les charges d’exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères de 24,00 $ à 26,50 $ (18,25 US$- 20,15 US$) par baril se fondent sur les hypothèses selon lesquelles : (i) Suncor produira de 410 000 à 440 000 b/j à ses installations du secteur Sables pétrolifères (dont entre 315 000 et 335 000 b/j seront du pétrole brut synthétique); et (ii) le gaz naturel utilisé dans les activités du secteur Sables pétrolifères de Suncor (AECO – C Spot ($ CA)) atteindra un prix moyen de 1,70 $ $/Gj en 2019. Les prévisions concernant les charges d’exploitation décaissées de Fort Hills de 23,00 $ à -26,00 $ (17,50 US $- 19,75 US$) par baril sont basées sur  les hypothèses selon lesquelles : (i) la production de Fort Hills (nette à Suncor) sera de 85 000 – 95 000b/j; et (ii) le gaz naturel utilisé à Fort Hills (AECO – C Spot ($ CA)) atteindra un prix moyen de 1,70 $/Gj en 2019. Les charges d’exploitation décaissées par baril de 33,50 $ à 36,50 $ (25,50 US $- 27.75 US $) pour Syncrude sont basées sur les hypothèses selon lesquelles : (i) Syncrude produira 160 000 à 180 000 b/j de pétrole brut synthétique (nets à Suncor); et (ii) le gaz naturel utilisé à Syncrude (AECO – C Spot ($ CA)) atteindra un prix moyen de 1,70 $/Gj en 2019. Les mesures des charges d’exploitation décaissées par baril de Syncrude et des charges d’exploitation décaissées par baril de Fort Hills peuvent ne pas être totalement comparables à des données similaires calculées par d’autres entités (incluant les charges d’exploitation décaissées par baril des Sables pétrolifères de Suncor) en raison d’activités différentes.

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.

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

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