Tous les montants sont en dollars canadiens, à moins d'indication contraire
Calgary, Alberta--(Newsfile Corp. - 12 décembre 2024) - Suncor Énergie (TSX: SU) (NYSE: SU)
- Croissance de la production en amont conforme au plan d'ajouter plus de 100 000 b/j entre 2023 et 2026
- Augmentation du taux d'utilisation des raffineries, reflétant une disponibilité des actifs et une position sur le marché plus solides
- Diminution des coûts du secteur Sables bitumineux stimulée par des améliorations apportées à la productivité
- Programme de dépenses en immobilisations discipliné grâce à des investissements stratégiques de qualité supérieure
- Rendement financier conforme aux engagements communiqués durant la Journée des investisseurs en mai 2024
Suncor Énergie a publié aujourd'hui ses perspectives pour 2025, qui comprennent la croissance de la production annuelle en amont de 810 000 à 840 000 b/j ainsi qu'une hausse du taux d'utilisation annuel des raffineries de 93 % à 97 %, ce qui reflète la durabilité du rendement supérieur que nos actifs ont atteint tout au long de 2024. L'augmentation de la production en amont de Suncor est conforme au plan présenté dans le cadre de sa Journée des investisseurs plus tôt cette année et s'appuie sur les améliorations tangibles et accélérées apportées aux flux de trésorerie disponibles atteints en 2024, qui surpassent la cible. La production en amont reflète les travaux de révision et de maintenance planifiés durant l'année; y compris une interruption de 91 jours à l'unité de valorisation 1 de l'usine de base dans le cadre du projet de remplacement des tambours à coke. Le taux d'utilisation du secteur Aval reflète également deux arrêts planifiés à la raffinerie d'Edmonton totalisant 58 jours, ainsi qu'un arrêt planifié de 40 jours à la raffinerie de Sarnia.
« Nous mettons entièrement l'accent sur la croissance des flux de trésorerie disponibles par action par l'entremise d'une augmentation des volumes et des marges, de réductions des coûts et d'un programme de dépenses en immobilisations discipliné. Nos perspectives pour 2025 représentent ces efforts ainsi que l'atteinte et le dépassement des engagements que nous avons établis dans le cadre de notre Journée des investisseurs en mai 2024, a indiqué Rich Kruger, président et chef de la direction. Nous créons de la valeur pour les actionnaires plus rapidement que prévu grâce à la base d'actifs intégrée inégalée en amont et en aval de Suncor, reposant sur des ressources de grande envergure et à longue durée de vie. »
Le programme de dépenses en immobilisations de 2025 de Suncor est basé sur un équilibre entre des investissements qui soutiennent ses activités, tout en investissant de façon sélective dans des occasions économiques à valeur élevée. Les investissements économiques majeurs planifiés ou continus en 2025 comprennent le remplacement des tambours à coke de l'unité de valorisation 1 à l'usine de base, le développement du projet d'extension ouest de la mine Mildred Lake et du projet West White Rose, et l'exécution du plan d'amélioration du réseau des ventes au détail de Petro-Canada.
Les charges d'exploitation décaissées par baril inférieures de Suncor continuent de refléter les progrès liés à ses initiatives de réduction de son seuil de rentabilité basé sur le WTI de 10 $ US par baril par rapport à 2023. Les charges d'exploitation décaissées par baril de Fort Hills comprennent une poursuite des activités accélérées à la fosse nord de Fort Hills pour favoriser une production à long terme plus rapidement que prévu au départ.
« Notre confiance en notre capacité à respecter les engagements établis dans le plan sur trois ans que nous avons mis de l'avant en mai 2024 augmente chaque jour, a ajouté Rich Kruger. Le meilleur reste à venir pour l'entreprise Suncor 'd'aujourd'hui'. »
Perspectives de production et de débit de traitement
| Perspectives pour l'exercice 2025 complet | ||||
| Production totale de bitume (b/j) | 880 000 | - | 920 000 | |
| Production valorisée - production nette de pétrole brut | 485 000 | - | 495 000 | |
| synthétique et de diesel (b/j) | ||||
| Production de bitume non valorisé (b/j) | 280 000 | - | 290 000 | |
| Production totale du secteur Sables bitumineux (b/j) | 765 000 | - | 785 000 | |
| Exploration et production (b/j) | 45 000 | - | 55 000 | |
| Production totale (b/j) | 810 000 | - | 840 000 | |
| Par actif : | ||||
| Secteur Sables bitumineux - pétrole brut synthétique (b/j) | 310 000 | - | 320 000 | |
| Secteur Sables bitumineux - bitume (b/j) | 135 000 | - | 150 000 | |
| Secteur Sables bitumineux (b/j)(1) | 445 000 | - | 470 000 | |
| Fort Hills (b/j) | 165 000 | - | 175 000 | |
| Participation de Suncor de 58,74 % dans Syncrude (b/j) (2) | 190 000 | - | 200 000 | |
| Consommation et transferts entre les actifs (b/j)(3) | (35 000) | - | (60 000) | |
| Production totale du secteur Sables bitumineux (b/j) | 765 000 | - | 785 000 | |
| Exploration et production (b/j) | 45 000 | - | 55 000 | |
| Production totale (b/j) | 810 000 | - | 840 000 | |
| Production des raffineries (b/j) | 435 000 | - | 450 000 | |
| Taux d'utilisation des raffineries (4) | 93 % | - | 97 % | |
| Ventes de produits raffinés (b/j) | 555 000 | - | 585 000 | |
Perspectives des dépenses en immobilisations (5)
(en millions de $ CA)
| Perspectives pour l'exercice 2025 complet | % d'investissement économique(6) | |||
| Sables bitumineux | 4 175 | - | 4 250 | 40 % |
| E et P | 725 | - | 775 | 100 % |
| Aval | 1 175 | - | 1 250 | 30 % |
| Société | 25 | 5 % | ||
| Total | 6 100 | - | 6 300 | 45 % |
Perspectives des charges d'exploitation décaissées
($ CA/b)
| Perspectives pour l'exercice 2025 complet | |||
| Charges d'exploitation décaissées du secteur Sables bitumineux (7)(10) | 26,00 | - | 29,00 |
| Charges d'exploitation décaissées de Fort Hills (8)(10) | 33,00 | - | 36,00 |
| Charges d'exploitation décaissées de Syncrude (9)(10) | 34,00 | - | 37,00 |
Autres renseignements
| Perspectives pour l'exercice 2025 complet | |||
| Charge d'impôt exigible (en millions de $ CA)(11) | 2 200 | - | 2 500 |
| Taux d'impôt (effectif) au Canada | 24 % | - | 25 % |
| Taux d'impôt (effectif) aux États-Unis | 22 % | - | 23 % |
| Taux d'intérêt moyen de la Société | 5 % | - | 6 % |
| Redevances à la Couronne du secteur Sables bitumineux (12) | 14 % | - | 17 % |
| Redevances à la Couronne de Fort Hills (12) | 4 % | - | 6 % |
| Redevances à la Couronne de Syncrude (12) | 12 % | - | 15 % |
| Redevances à la Couronne de la Côte Est du Canada (12) | 17 % | - | 21 % |
Contexte commercial (13)
| Perspectives pour l'exercice 2025 complet | ||
| Prix du pétrole - | Brent, Sullom Voe ($ US/b) | 79,00 |
| WTI à Cushing ($ US/b) | 75,00 | |
| WCS à Hardisty ($ US/b) | 61,00 | |
| SYN à Hardisty ($ US/b) | 75,00 | |
| Marge de raffinage - | Marge de craquage 2-1-1 au port de NY ($ US/b) | 22,00 |
| Marge de craquage 2-1-1 à Chicago ($ US/b) | 18,00 | |
| Indice sur mesure 5-2-2-1 de Suncor ($ US/b) | 27,35 | |
| Prix du gaz naturel - AECO - C ($ CA/GJ) | 2,50 | |
| Prix du réseau commun d'énergie de l'Alberta ($ CA/MWh) | 50,00 | |
| Taux de change ($ US/$ CA) | 0,74 | |
Sensibilités liées aux fonds provenant de l'exploitation ajustés (14)
(en millions de $ CA)
| Impact approximatif sur les perspectives pour l'exercice 2025 complet | |
| WTI +1 $ US/b | 200 |
| Marge de craquage 2-1-1 au port de NY +1 $ US/b | 170 |
| Taux de change - +0,01 $ US/$ CA | (240) |
| AECO +1 $C/GJ | (230) |
| Réseau commun d'énergie de l'Alberta - +20 $ CA/MWh | 135 |
| Écart WCS-WTI +1 $ US/b | 0 |
| Écart SYN-WTI +1 $ US/b | 50 |
- Les activités des Sables bitumineux comprennent Firebag, MacKay River et l'usine de base. Le pétrole brut synthétique du secteur Sables bitumineux est produit à partir de bitume provenant des activités du secteur Sables bitumineux, ainsi que des transferts entre les actifs de Fort Hills et Syncrude.
- La production de Syncrude comprend les transferts entre les actifs en provenance/à destination des activités du secteur Sables bitumineux.
La consommation et les transferts entre les actifs comprennent les transferts de bitume, de brut sulfureux, de diesel et d'autres produits entre les actifs ainsi que les produits consommés à l'interne.
Le taux d'utilisation des raffineries est basé sur les capacités de traitement du brut suivantes : Edmonton - 146 000 b/j; Montréal - 137 000 b/j; Sarnia - 85 000 b/j; et Commerce City - 98 000 b/j.
- Les dépenses en immobilisations excluent des intérêts capitalisés d'environ 320 millions $.
- Le reste des dépenses en immobilisations représente le maintien des actifs et la maintenance. Pour lire la définition des investissements économiques, du maintien des actifs et de la maintenance, voir la rubrique intitulée « Mise à jour concernant les dépenses en immobilisations » du rapport de gestion de Suncor pour le troisième trimestre de 2024 daté du 12 novembre 2024 disponible à
- Les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables bitumineux sont basées sur les hypothèses suivantes : volumes de production, composition des ventes, prix moyens du gaz naturel et prix moyens du réseau commun d'énergie de l'Alberta comme décrit dans les tableaux ci-dessus.
- Les charges d'exploitation décaissées par baril de Fort Hills sont basées sur les hypothèses suivantes : volumes de production, prix moyens du gaz naturel et prix moyens du réseau commun d'énergie de l'Alberta comme décrit dans les tableaux ci-dessus.
- Les charges d'exploitation décaissées par baril de Syncrude sont basées sur les hypothèses suivantes : volumes de production, prix moyens du gaz naturel et prix moyens du réseau commun d'énergie de l'Alberta comme décrit dans les tableaux ci-dessus.
- Les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables bitumineux, les charges d'exploitation décaissées de Fort Hills et les charges d'exploitation décaissées de Syncrude sont des mesures financières hors PCGR. Les mesures financières hors PCGR ne sont pas prescrites par les PCGR et, par conséquent, n'ont pas de définition normalisée. Les utilisateurs sont prévenus que ces mesures peuvent ne pas être totalement comparables entre elles ni à des données similaires calculées par d'autres entités en raison d'activités différentes. Pour plus d'information, voir les rubriques « Charges d'exploitation décaissées » et « Mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR » du rapport de gestion. Ces deux sections sont intégrées par renvoi aux présentes.
- Reflète l'impôt sur le revenu qui a une incidence sur les fonds provenant de l'exploitation ajustés
- Selon le pourcentage du revenu brut.
- Correspond approximativement à la courbe des prix à terme au moment de la publication.
- Les fonds provenant de l'exploitation ajustés de référence sont tirés du point médian des perspectives de 2025 et du contexte commercial connexe. Les sensibilités sont basées sur la modification d'un seul facteur selon sa fourchette indiquée tout en maintenant le reste.
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Mise en garde - énoncés prospectifs
Le présent communiqué contient certains renseignements et énoncés prospectifs (collectivement, les « énoncés prospectifs ») au sens attribué à ce terme par les lois canadiennes et américaines applicables régissant les valeurs mobilières. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent communiqué comprennent des références à : l'attente selon laquelle le programme de dépenses en immobilisations de Suncor continuera à afficher une tendance à la baisse et sera d'environ 6,1 à 6,3 milliards $ et les attentes à l'égard des secteurs où ces dépenses seront dirigées; les attentes de Suncor à l'égard de la production annuelle de 2025, y compris la fourchette de production totale, la fourchette de production totale de bitume, la fourchette de production valorisée - production nette de pétrole brut synthétique et de diesel, la fourchette de bitume non valorisé, la fourchette de production totale de sables bitumineux, la fourchette d'exploration et de production totales, les fourchettes de production planifiée pour chaque actif producteur, y compris la fourchette de production planifiée totale pour les activités du secteur Sables bitumineux, la fourchette de production planifiée pour le pétrole brut synthétique et le diesel et le bitume non valorisé provenant des activités du secteur Sables bitumineux, la fourchette de production planifiée pour Fort Hills et Syncrude et la fourchette planifiée de la consommation et des transferts entre les actifs; les attentes de Suncor à l'égard des charges d'exploitation décaissées pour les activités du secteur Sables bitumineux, Fort Hills et Syncrude; le débit de traitement des raffineries, le taux d'utilisation des raffineries et les ventes de produits raffinés prévus de Suncor; les dépenses en immobilisations prévues de Suncor pour chacun de ses segments; l'attente à l'égard de la durée prévue des arrêts planifiés à l'unité de valorisation de l'usine de base en raison du projet de remplacement des tambours à coke et aux raffineries d'Edmonton et de Sarnia en raison des arrêts planifiés, la conception et les répercussions prévues et les investissements économiques majeurs du programme d'immobilisations de Suncor; et la poursuite prévue des activités accélérées à la fosse nord de Fort Hills. En outre, tous les autres énoncés et renseignements traitant de la stratégie de croissance de Suncor, de ses décisions en matière de dépenses ou d'investissements prévus et futurs, des prix des marchandises, des coûts, des calendriers, des volumes de production, des résultats opérationnels et financiers, et de l'incidence prévue des engagements futurs, constituent des énoncés prospectifs. Certains énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi de mots tels que « prévisions », « perspectives », « futur », « prévu », « estimé », « accent », « prévu », « croit », « anticipé » et d'autres expressions analogues.
Tous les énoncés prospectifs reposent sur les attentes actuelles, les estimations, les projections et les hypothèses que Suncor a formulées en fonction de son expérience et de sa perception des tendances historiques, notamment les attentes et hypothèses au sujet de l'exactitude des estimations des réserves; les prix des marchandises, les taux d'intérêt et les taux de change; le rendement des actifs et de l'équipement; l'incertitude concernant le conflit géopolitique, la rentabilité des capitaux et les économies de coûts; les lois et les politiques gouvernementales applicables; 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, des services et de l'infrastructure; la capacité des tiers à remplir leurs obligations face à Suncor; l'élaboration et l'exécution des projets; et la réception en temps utile des approbations des autorités de réglementation et des tiers.
Les énoncés et les renseignements de nature prospective 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 qui sont propres à notre entreprise. Les résultats réels de Suncor peuvent différer de façon importante de ceux exprimés ou suggérés de manière implicite dans ses énoncés ou renseignements de nature prospective; le lecteur est donc averti de ne pas s'y fier indûment.
Les hypothèses posées pour établir les prévisions de production du secteur Sables bitumineux, de Syncrude et de Fort Hills pour 2025 incluent celles ayant trait aux initiatives de fiabilité et d'efficacité opérationnelle qui selon la Société devraient réduire la maintenance non planifiée pour 2025. Les hypothèses posées pour établir les prévisions de production du secteur Exploration et production pour 2025 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 2025 incluent, sans toutefois s'y limiter :
- 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.
- Infrastructure de tiers. Les estimations de production sont susceptibles d'être touchées de façon négative par des problèmes liés à l'infrastructure de tiers, dont des perturbations des services de pipeline ou d'électricité, pouvant entraîner une répartition de la capacité ou la fermeture de pipelines ou d'installations de tiers, ce qui aurait une incidence sur la capacité de la Société de produire et de commercialiser son pétrole brut.
- Rendement des installations ou des plateformes d'exploitation récemment 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 et de dépenses en immobilisations sont susceptibles d'être touchées de façon négative si des travaux non planifiés sont nécessaires à nos installations minières, d'extraction, de valorisation, de traitement in situ, de raffinage, de traitement du gaz naturel, de pipelines ou de production extracôtière.
- Activités de maintenance planifiées. Les estimations de production et dépenses en immobilisations, incluant le mix de production, sont susceptibles d'être touchées de façon négative s'il y a des imprévus au moment des activités de maintenance planifiées ou si celles-ci ne sont pas exécutées 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) de 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 socioéconomiques.
Mesures financières hors PCGR
Les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables bitumineux, les charges d'exploitation décaissées de Fort Hills et les charges d'exploitation décaissées de Syncrude ne sont généralement pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR). Nous présentons ces mesures financières hors PCGR parce que notre direction les utilise pour analyser la performance des activités, incluant les coûts de production par baril, au besoin, 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 entreprises. Ces mesures financières hors PCGR ne doivent donc pas être considérées hors contexte ni comme des substituts aux mesures de rendement établies conformément aux PCGR. Ces mesures financières hors PCGR sont définies à la rubrique « Mesures financières hors PCGR » du rapport de gestion et, pour la période se terminant le 30 septembre 2024, font l'objet d'un rapprochement avec les mesures comparables établies conformément aux PCGR, et chaque rapprochement est incorporé par renvoi aux présentes. Les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables bitumineux, les charges d'exploitation décaissées de Fort Hills et les charges d'exploitation décaissées par baril sont basées sur les hypothèses de production de chaque actif respectif et l'hypothèse selon laquelle le prix du gaz naturel utilisé à chaque actif respectif sera fixé à une moyenne de 2,50 $/GJ en 2025. La mesure des charges d'exploitation décaissées par baril de Syncrude peut ne pas être totalement comparable à des données similaires calculées par d'autres entités en raison d'activités différentes.
Le rapport de gestion de Suncor du troisième trimestre de 2024, daté du 12 novembre 2024, sa notice annuelle, le rapport annuel aux actionnaires et le formulaire 40-F, chacun daté du 21 mars 2024, et les autres documents qu'elle dépose périodiquement auprès des autorités en valeurs mobilières décrivent les risques, incertitudes, hypothèses importantes et 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 des exemplaires de ces documents à SEDAR+ à ou EDGAR à . 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.
Suncor Énergie est la plus importante société énergétique intégrée du Canada. Les activités de Suncor sont reliées notamment au développement, à la production et la valorisation des sables bitumineux; à la production pétrolière extracôtière; au raffinage du pétrole au Canada et aux États-Unis; et aux réseaux de distribution des ventes au détail et des ventes en gros Petro-CanadaMC de l'entreprise (comprenant la Transcanadienne électriqueMC, un réseau de bornes de recharge rapide pour VÉ d'un océan à l'autre). Suncor exploite des ressources pétrolières tout en faisant progresser la transition vers un avenir plus sobre en carbone en investissant dans la production d'électricité à plus faible intensité d'émissions, le carburant créé à partir de matières premières renouvelables et les projets ciblant l'intensité des émissions. Suncor mène également des activités de commerce de l'énergie axées principalement sur la commercialisation et la négociation de pétrole brut, de gaz naturel, de sous-produits, de produits raffinés et de l'électricité. 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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