À moins d’indication contraire, toute l’information financière est non auditée, est présentée en dollars canadiens ($·CA) et a été établie conformément aux Normes internationales d’information financière, plus précisément la Norme comptable internationale 34 Information financière intermédiaire publiée par l’International Accounting Standards Board. Les volumes de production sont présentés selon la participation directe avant redevances, sauf pour la production de la Libye, qui est présentée en fonction des droits. Certaines mesures financières du présent communiqué (fonds provenant de l’exploitation, bénéfice d’exploitation, charges d’exploitation décaissées des Sables pétrolifères, marge de raffinage, charges d’exploitation décaissées de Fort Hills et charges d’exploitation décaissées de Syncrude) ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (les·«·PCGR·») du Canada. Voir la rubrique «·Mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR·» du présent communiqué. Les informations concernant les activités du secteur Sables pétrolifères ne tiennent pas compte de la participation de Suncor dans Fort Hills et Syncrude.
CALGARY, Alberta, 31 oct. 2018 (GLOBE NEWSWIRE) -- « Notre rendement d’exploitation élevé a servi d’assise aux excellents résultats dégagés pour le troisième trimestre, durant lequel nous avons dégagé plus de 3 G$ en fonds provenant de l’exploitation, a déclaré Steve Williams, président et chef de la direction. Notre intégration en aval et notre situation favorable sur le plan de l’accès au marché continuent d’atténuer les effets de l’élargissement des écarts de prix du brut sur le secteur Sables pétrolifères. Ces atouts nous ont permis de générer des flux de trésorerie disponibles discrétionnaires importants, que nous avons redistribués aux investisseurs par des rachats d’actions de près de 900 M$ tout en réduisant notre dette de 1,2 G$. »
Résultats financiers
Pour le troisième trimestre de 2018, Suncor a comptabilisé un bénéfice d’exploitation de 1,557 G$ (0,96 $ par action ordinaire), comparativement à 867 M$ (0,52 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent. L’augmentation est attribuable à une amélioration des prix du pétrole brut, à des marges de raffinage plus élevées, à l’ajout des ventes tirées des projets Fort Hills et Hebron ainsi qu’à une production record du secteur Sables pétrolifères, en dépit des travaux de maintenance planifiés amorcés à la fin du trimestre. Ces facteurs ont été en partie neutralisés par une baisse de la production de Syncrude, par l’ajout des charges d’exploitation de Fort Hills et d’Hebron et de celles de Syncrude attribuables à la participation supplémentaire de 5 % acquise plus tôt au cours de l’exercice, par une baisse des coûts d’emprunt incorporés à l’actif, par une hausse de la dotation aux amortissements et à la provision pour déplétion et des pertes de valeur, ainsi que par des travaux de maintenance planifiés des actifs extracôtiers. La baisse de la production de Syncrude est attribuable à l’incidence de la panne d’électricité survenue à la fin du deuxième trimestre de 2018 et à la remise en service progressive des actifs. La production de Syncrude a repris une cadence normale après l’exécution plus tôt que prévu des travaux de maintenance et le redémarrage de la troisième et dernière unité de cokéfaction.
Les fonds provenant de l’exploitation, qui se sont établis à 3,139 G$ (1,94 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2018, comparativement à 2,472 G$ (1,49 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2017, reflètent l’incidence des mêmes facteurs que ceux, mentionnés ci‑dessus, qui ont influé sur le bénéfice d’exploitation, exception faite de l’incidence de l’augmentation de la dotation aux amortissements et à la provision pour déplétion et des pertes de valeur hors trésorerie. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont établis à 4,370 G$ pour le troisième trimestre de 2018, comparativement à 2,912 G$ pour le troisième trimestre de 2017, et ont été positivement influencés par les entrées de trésorerie liées à une réduction accrue des soldes du fonds de roulement hors trésorerie de la Société par rapport au trimestre correspondant de l’exercice précédent, laquelle découle d’une diminution des créances, d’une augmentation de l’impôt exigible liée à la hausse du bénéfice, des prélèvements sur les stocks ainsi que d’une augmentation des dettes et charges à payer.
Le bénéfice net s’est chiffré à 1,812 G$ (1,12 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2018, comparativement à 1,289 G$ (0,78 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent. Le bénéfice net reflète un profit après impôt de 60 M$ sur la vente de la participation de la Société dans le projet d’exploitation minière de sables pétrolifères Joslyn et un profit de change latent après impôt de 195 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains. Le bénéfice net du trimestre correspondant de l’exercice précédent tenait compte d’un profit de change latent après impôt de 412 M$ à la réévaluation de la dette libellée en dollars américains et d’un profit hors trésorerie après impôt de 10 M$ sur les swaps de taux d’intérêt et les dérivés de change.
Résultats d’exploitation
La production en amont totale de Suncor s’est établie à 743 800 barils d’équivalent pétrole par jour (« bep/j ») pour le troisième trimestre de 2018, comparativement à 739 900 bep/j pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent.
Les volumes de production du secteur Sables pétrolifères se sont chiffrés à 476 100 b/j au troisième trimestre de 2018, contre 469 300 b/j au trimestre correspondant de l’exercice précédent, ce qui représente une production trimestrielle record. Cette hausse s’explique par la grande fiabilité de l’exploitation et une production in situ record. Le taux d’utilisation des installations de valorisation était de 95 % au troisième trimestre de 2018, comparativement à 93 % pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, malgré le commencement, en septembre, de travaux de maintenance planifiés à l’usine de valorisation 2, qui ont depuis été achevés. La hausse du taux d’utilisation des installations de valorisation a donné lieu à une composition des produits favorable, la production et les ventes de la Société ayant compris une plus grande proportion de pétrole brut synthétique peu sulfureux et de diesel, produits dont la valeur est plus élevée, au troisième trimestre de 2018.
Les charges d’exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères se sont établies à 22,00 $ au troisième trimestre de 2018, comparativement à 21,60 $ pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, du fait de l’amélioration de la fiabilité de l’usine de valorisation et de la baisse des prix du gaz naturel, ces facteurs étant en partie contrebalancés par une augmentation des coûts des travaux de maintenance planifiés.
La quote‑part de Suncor dans la production de Fort Hills s’est établie en moyenne à 69 400 b/j pour le troisième trimestre de 2018, ce qui correspond à la production du deuxième trimestre de 2018, et la Société prévoit que les installations produiront selon un taux d’utilisation d’environ 90 % au quatrième trimestre.
Les charges d’exploitation décaissées par baril de Fort Hills se sont élevées en moyenne à 33,45 $ au troisième trimestre de 2018, ce qui reflète la hausse des frais de mise en valeur engagés pour accroître la capacité de production minière afin de rattraper l’usine d’extraction où la cadence des activités s’est accrue plus vite que prévu. Par ailleurs, les travaux de maintenance planifiés de l’usine d’extraction initialement prévus pour le quatrième trimestre de 2018 ont été devancés afin qu’ils coïncident avec l’accélération de la cadence d’extraction. Suncor s’attend à ce que les charges d’exploitation décaissées annualisées de Fort Hills restent dans la fourchette des prévisions pour l’exercice au complet.
La quote‑part de Suncor dans la production de Syncrude s’est établie à 106 200 b/j au troisième trimestre de 2018, comparativement à 159 100 b/j pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent. Cette diminution tient essentiellement à la panne d’électricité survenue à la fin du deuxième trimestre et à la remise en service progressive de l’actif au cours du troisième trimestre de 2018, ces facteurs étant en partie neutralisés par la participation directe supplémentaire de 5 % dans Syncrude acquise plus tôt en 2018. Les trois unités de cokéfaction de Syncrude ont été remises en service et la production est revenue aux taux d’exploitation normaux. L’usine de valorisation de Syncrude affichait un taux d’utilisation de 52 % au troisième trimestre de 2018, contre 84 % au trimestre correspondant de l’exercice précédent.
Les charges d’exploitation décaissées par baril de Syncrude se sont élevées à 63,85 $ au troisième trimestre de 2018, en hausse par rapport à 35,00 $ pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent, hausse attribuable à une baisse de production et à une hausse des coûts de maintenance, ces facteurs étant en partie atténués par la baisse des prix du gaz naturel.
Les volumes de production du secteur Exploration et production (« E&P ») se sont établis à 92 100 bep/j au troisième trimestre de 2018, en comparaison de 111 500 bep/j au trimestre correspondant de l’exercice précédent. La diminution de la production est essentiellement attribuable aux travaux de maintenance planifiés à Buzzard et à Hibernia ainsi qu’à la déplétion naturelle dans la portion britannique de la mer du Nord, ces facteurs étant en partie compensés par l’ajout de la production de Hebron, qui s’est établie en moyenne à 14 400 b/j pour le trimestre, et par la nouvelle production découlant du forage de développement visant les actifs existants de la côte Est.
Le débit de traitement du brut par les raffineries a atteint 457 200 b/j au troisième trimestre de 2018, comparativement à 466 800 b/j au trimestre correspondant de l’exercice précédent, les activités pour les deux périodes ayant atteint des taux d’utilisation exceptionnels, soit respectivement 99 % et 101 %.
« Nos actifs de sables pétrolifères et de raffinage ont retrouvé une excellente cadence de production une fois les travaux de maintenance planifiés d’envergure achevés au printemps, le taux d’utilisation supérieur ayant atteint 95 % au cours du troisième trimestre, a indiqué Steve Williams. Nous avons travaillé étroitement avec Syncrude pour assurer un retour sécuritaire des actifs à des taux de production normaux. »
Mise à jour concernant la stratégie
Le programme de dépenses en immobilisations 2018 de Suncor est axé sur l’amélioration de la sécurité, de la fiabilité à long terme et de l’efficience des actifs d’exploitation de la Société, y compris l’exécution de travaux de révision d’envergure et l’accélération de la cadence de production efficiente de Fort Hills et de Hebron, les deux principaux projets de croissance de Suncor.
La Société a effectué des dépenses en immobilisations de 1,180 G$ au cours du troisième trimestre de 2018, compte non tenu des intérêts incorporés à l’actif, en baisse par rapport à celles de 1,513 G$ au trimestre correspondant de l’exercice précédent, en raison surtout de la mise en service des grands projets de croissance de la Société que représentent Fort Hills et Hebron. Cette baisse a été en partie atténuée par une hausse des dépenses en immobilisations de maintien surtout liée à la maintenance de Syncrude.
Les activités de Fort Hills ont poursuivi leur progression au cours du troisième trimestre, la Société mettant l’accent sur la mise en valeur et l’optimisation de la mine afin d’atteindre une production fiable et soutenue d’environ 90 % de la capacité nominale au cours du quatrième trimestre de 2018. Par ailleurs, la Société a devancé le début des travaux de maintenance de l’usine d’extraction initialement prévus pour le quatrième trimestre afin qu’ils coïncident avec les travaux supplémentaires effectués à la mine.
« L’accélération de la production à Fort Hills a dépassé les attentes et l’actif a atteint les taux d’exploitation cibles, a indiqué Steve Williams. Il est important de noter que, à mesure que la production de Fort Hills s’accélère pour atteindre les taux cibles, nous disposons d’un accès pipelinier suffisant pour amener la totalité de nos barils issus de Fort Hills sur les marchés canadiens et américains qui s’étendent jusqu’à la côte du golfe, où nous sommes en mesure d’obtenir une valeur maximale pour nos produits. »
L’intégration en aval demeure un élément fondamental de la stratégie de la Société, et l’incidence globale de l’élargissement des écarts de prix du pétrole brut en Alberta a été minime, car elle a été essentiellement compensée par l’effet combiné de l’amélioration des marges de raffinage sur des coûts de charges d’alimentation moins élevés et de la position favorable de la Société quant à l’accès au marché, qui lui permet de transférer une part importante des ventes de bitume vers la côte américaine du golfe du Mexique et d’obtenir des prix supérieurs.
Les activités de forage sont en cours à Hebron et la production continue d’augmenter plus rapidement que prévu. Le troisième puits de production a été mis en service au début du troisième trimestre, ce qui a contribué à l’accroissement des volumes, et le forage du quatrième puits de production a commencé en septembre. Les autres activités du secteur E&P au troisième trimestre comprenaient les activités de forage de développement de tous les actifs extracôtiers productifs et les travaux de mise en valeur du projet d’extension ouest de White Rose ainsi que des projets Oda et Fenja, en Norvège.
Le projet de la phase 2 à Buzzard, dans lequel Suncor est un partenaire non exploitant détenant une participation directe de 29,9 %, a été autorisé au troisième trimestre de 2018 par Suncor et les autres partenaires dans le projet. Les partenaires prévoient que les premiers barils de pétrole seront produits au début de 2021.
Au cours du troisième trimestre de 2018, la Société a vendu sa participation de 36,75 % dans le projet d’exploitation minière de sables pétrolifères de Joslyn, pour un produit total de 83 M$. La clôture de la transaction a eu lieu à la fin du troisième trimestre; près de la moitié du produit a déjà été obtenue et le reste sera reçu en versements égaux au cours des cinq prochaines années.
Au cours du troisième trimestre de 2018, le conseil d’administration de Suncor a approuvé une augmentation du programme de rachat d’actions de la Société, de 2,15 G$ à 3,0 G$, ce qui témoigne une fois de plus de la capacité de la Société à générer des flux de trésorerie et à redistribuer de la valeur aux actionnaires.
Au cours du troisième trimestre de 2018, Suncor a continué de redistribuer de la trésorerie aux actionnaires au moyen de dividendes de 582 M$ et, dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de Suncor qui a débuté le 4 mai 2018, elle a racheté aux fins d’annulation de ses actions ordinaires pour un total de 889 M$.
Après la clôture du troisième trimestre, dans le cadre de son engagement à réduire la dette, Suncor a racheté pour 83 M$ US de billets de premier rang à 7,75 % échéant en 2019 (les « billets de 2019 »). Le montant total du capital des billets de 2019 en cours a été ramené à 140 M$ par suite du rachat.
Rapprochement du résultat d’exploitation1)
| Trimestres clos les 30 septembre | Périodes de neuf mois closes les 30 septembre | ||||||||
| (en millions de dollars) | 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | |||||
| Résultat net | 1 812 | 1 289 | 3 573 | 3 076 | |||||
| (Profit) perte de change latent sur la dette libellée en dollars américains | (195 | ) | (412 | ) | 352 | (793 | ) | ||
| (Profit) perte hors trésorerie découlant de l’évaluation à la valeur de marché des swaps de taux d’intérêt et des dérivés sur devises2) | — | (10 | ) | — | 22 | ||||
| Perte sur le remboursement anticipé d’une dette à long terme3) | — | — | — | 10 | |||||
| Profit sur cession importante4) | (60 | ) | — | (193 | ) | (437 | ) | ||
| Résultat d’exploitation1) | 1 557 | 867 | 3 732 | 1 878 | |||||
1) Le résultat d’exploitation est une mesure financière non conforme aux PCGR. Tous les éléments de rapprochement sont présentés déduction faite de l’impôt. Se reporter à la rubrique « Mesures financières hors PCGR » du présent communiqué.
2) (Profit) perte hors trésorerie découlant de l’évaluation à la valeur de marché des swaps de taux d’intérêt et des dérivés sur devises résultant 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 d’une dette dans le secteur Siège social, déduction faite des profits de couverture de change réalisés connexes.
4) Le montant inscrit pour le troisième trimestre de 2018 tient compte d’un profit après impôt de 60 M$ sur la vente de la participation de la Société dans le projet d’exploitation minière de sables pétrolifères Joslyn. Le montant inscrit pour le premier trimestre de 2018 tenait compte d’un profit hors trésorerie après impôt de 133 M$ dans le secteur E&P, lié à l’échange d’actifs avec Canbriam Energy Inc. et portant sur les propriétés foncières minières de la Société dans le nord‑est de la Colombie‑Britannique. Le montant inscrit pour le premier trimestre de 2017 tient compte d’un profit après impôt de 354 M$ dans le secteur R&C découlant de la vente des activités liées aux lubrifiants de la Société et d’un profit après impôt de 83 M$ dans le secteur Siège social, résultant de la vente de la participation de la Société dans le parc éolien de Cedar Point.
Prévisions de la Société
Suncor a révisé les hypothèses sous‑jacentes à ses prévisions concernant le contexte commercial pour l’exercice complet, comme suit : le Brent Sullom Voe est passé de 72,00 $ US/b à 74,00 $ US/b, le WTI à Cushing de 66,00 $ US/b à 67,00 $ US/b, le WCS à Hardisty de 44,00 $ US/b à 41,00 $ US/b, et la marge de craquage 3-2-1 au port de New York est passée de 18,00 $ US/b à 19,00 $ US/b en raison de changements dans la courbe des prix à terme pour le reste de l’exercice. En raison du changement de la conjoncture, la fourchette de la charge d’impôt exigible pour l’exercice complet a été mise à jour pour passer de 1,7 G$ – 2,0 G$ à 1,6 G$ – 1,8 G$. Aucune autre modification n’a été apportée pour le moment aux fourchettes prévisionnelles de Suncor. Pour des précisions et avis sur les prévisions révisées de Suncor pour 2018, veuillez consulter la page www.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 daté du 31 octobre 2018 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 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 conformes aux PCGR dans la rubrique « Résultats sectoriels et analyse » du rapport de gestion. Les fonds provenant de l’exploitation et la marge de raffinage 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 trimestriel. 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 : le fait l’intégration des activités d’aval de Suncor et sa position avantageuse en matière d’accès aux marchés continuent à réduire considérablement l’incidence de l’élargissement des écarts de prix du brut dans le secteur Sables pétrolifères et que la Société dispose d’un accès suffisant aux pipelines pour acheminer tous les barils de pétrole qui sont produits à Fort Hills jusqu’aux marchés du Canada et des États-Unis; les énoncés concernant Fort Hills, notamment l’attente selon laquelle la cadence de production s’accroîtra pour atteindre le taux d’exploitation cible d’environ 90 % de la capacité nominale au quatrième trimestre de 2018, l’attente selon laquelle les charges d’exploitation décaissées annualisées de Fort Hills se situeront dans la fourchette prévisionnelle établie pour l’exercice complet et l’accent mis par la Société sur la mise en valeur et l’optimisation de la mine en vue d’assurer une production fiable et soutenue d’environ 90 % de la capacité nominale au quatrième trimestre de 2018; l’attente selon laquelle Suncor axera son programme de dépenses en immobilisations de 2018 sur l’amélioration de la sécurité, de la fiabilité à long terme et de l’efficience de ses actifs d’exploitation, notamment par la réalisation de travaux de révision d’envergure, tout en assurant l’accélération efficiente de la cadence de production à ses deux grands projets de croissance que sont Fort Hills et Hebron; l’attente selon laquelle les premiers barils de pétrole issus de la phase 2 du projet Buzzard seront produits au début de 2021; les énoncés concernant le programme de rachat d’actions de Suncor, la capacité de Suncor à continuer de générer des flux de trésorerie et de redistribuer de la valeur aux actionnaires; et les hypothèses sous‑jacentes aux prévisions de Suncor concernant le contexte commercial relatif au Brent Sullom Voe et au WTI à Cushing. 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’œuvre, des services et de l’infrastructure; la capacité des tiers à remplir leurs obligations face à Suncor; 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.
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 2018, 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. 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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