Résultats du troisième trimestre 2014 de Suncor Énergie

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - 29 oct. 2014) -

À moins d'indication contraire, toute l'information financière est non auditée, et est présentée en dollars canadiens ($ CA) et a été établie conformément aux Normes internationales d'information financières (les « IFRS ») et plus précisément à la Norme comptable internationale 34, « Information financière intermédiaire » (« IAS 34 »), telle qu'elle a été publiée par l'International Accounting Standards Board. Les volumes de production sont présentés avant redevances en fonction de la participation directe, à moins d'indication contraire. Certaines mesures financières auxquelles il est fait référence dans le présent document (résultat opérationnel, flux de trésorerie opérationnels, flux de trésorerie disponibles, charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères et rendement du capital investi (RCI)) n'ont pas de définition normalisée prescrite par les principes comptables généralement reconnus (les « PCGR ») du Canada. Se reporter à la section Mesures financières hors PCGR du présent communiqué. Les références aux activités, à la production et aux charges opérationnelles décaissées des activités du secteur Sables pétrolifères ne tiennent pas compte de la participation de Suncor dans les activités de Syncrude.

« Suncor a connu un excellent trimestre financier malgré la baisse des prix du pétrole brut », a déclaré le président et chef de la direction, Steve Williams. « Notre stratégie ciblée, notre modèle intégré et notre excellent état de la situation financière constituent des atouts concurrentiels qui continueront de bien nous servir dans le contexte actuel de baisse du prix du pétrole brut. »

• Résultat opérationnel de 1,306 G$ (0,89 $ par action ordinaire) et bénéfice net de 919 M$ (0,63 $ par action ordinaire).
  
• Flux de trésorerie opérationnels trimestriels de 2,280 G$ (1,56 $ par action ordinaire) et augmentation de 48 % des flux de trésorerie disponibles, qui ont atteint 3,082 G$ pour la période de 12 mois close le 30 septembre 2014.
  
• Taux élevé d'utilisation des raffineries dans le secteur Raffinage et commercialisation ayant permis à Suncor de tirer parti du contexte commercial favorable en aval, ce qui témoigne de la solidité du modèle intégré de la Société.
  
• Production record de 411 700 barils (b/j) par jour dans le secteur Sables pétrolifères qui, conjuguée à la priorité soutenue accordée par la Société à la gestion des coûts, a permis à Suncor de réduire ses charges d'exploitation décaissées par baril à 31,10 $ pour le trimestre.
  
• Cession réussie des actifs du secteur Exploration et production dans la région de Wilson Creek et annonce de la vente des actifs de Pioneer et de l'acquisition d'une installation de récupération du soufre dans le secteur Raffinage et commercialisation, ce qui met en relief l'accent mis par Suncor sur ses actifs essentiels.
  
• Capacité ferroviaire accrue et nouveaux engagements de chargement et de déchargement qui donnent à la Société un accès élargi à de nouveaux marchés et aux marchés actuels.

Résultats financiers

Suncor Énergie Inc. a obtenu d'excellents résultats financiers au troisième trimestre dans un contexte de baisse des cours des marchandises, dont un résultat opérationnel de 1,306 G$ (0,89 $ par action ordinaire) et des flux de trésorerie opérationnels de 2,280 G$ (1,56 $ par action ordinaire), contre 1 426 G$ (0,95 $ par action ordinaire) et 2,528 G$ (1,69 $ par action ordinaire), respectivement, pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les faits saillants des résultats du trimestre écoulé comprennent une production élevée dans le secteur Sables pétrolifères et une forte utilisation des raffineries du secteur Raffinage et commercialisation, qui ont bénéficié d'un contexte commercial favorable en aval. La diminution du résultat opérationnel et des flux de trésorerie opérationnels par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent est principalement attribuable à la baisse des volumes de production du secteur Exploration et production et à une baisse des prix obtenus en amont en raison de la baisse des cours de référence. Pour la période de 12 mois close le 30 septembre 2014, les flux de trésorerie disponibles ont augmenté pour atteindre 3,082 G$, contre 2,083 G$ pour la période de 12 mois close le 30 septembre 2013.

Le bénéfice net s'est établi à 919 M$ (0,63 $ par action ordinaire) pour le troisième trimestre de 2014, en comparaison d'un bénéfice net de 1 694 G$ (1,13 $ par action ordinaire) pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice net du troisième trimestre de 2014 tient compte d'un profit après impôt de 61 M$ à la cession des actifs du secteur Exploration et production dans la région de Wilson Creek, contrebalancé par une charge d'impôt et d'intérêts de 54 M$ liée à une période antérieure dans le secteur Sables pétrolifères. Le bénéfice net tient également compte de l'incidence d'une perte de change après impôt de 394 M$ à la réévaluation de la dette à long terme libellée en dollars américains, comparativement à un profit de change après impôt de 138 M$ et à un profit après impôt de 130 M$ tiré de la vente d'activités liées au gaz conventionnel pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Le bénéfice net du troisième trimestre de 2014 reflète également les facteurs ayant eu une incidence sur le résultat opérationnel décrits précédemment.

Résultat opérationnel

Les résultats de Suncor pour le trimestre écoulé ont continué à bénéficier d'un portefeuille rentable composé d'actifs dont la production est constituée en quasi-totalité de pétrole brut, comparativement à 93 % de pétrole brut au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La production totale en amont de Suncor s'est établie à 519 300 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) au troisième trimestre de 2014, en baisse par rapport à 595 000 bep/j au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette baisse s'explique par la vente d'activités liées au gaz naturel conventionnel, par les travaux de maintenance planifiés dans le secteur Exploration et production et par la baisse de production en Libye, facteurs contrebalancés partiellement par une hausse des volumes de production dans le secteur Sables pétrolifères.

Le secteur Sables pétrolifères a augmenté ses volumes de production, qui sont passés à 411 700 b/j au troisième trimestre de 2014, comparativement à 396 400 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette augmentation s'explique principalement par l'accroissement de la production à Firebag qui a suivi la mise en service de l'infrastructure destinée au bitume chaud au troisième trimestre de 2013. Cette augmentation a été contrebalancée en partie par les travaux de maintenance non planifiés aux installations de valorisation et d'extraction minière, le début des travaux de maintenance planifiés portant sur une unité de cokéfaction de l'usine de valorisation 1 à la fin du troisième trimestre et l'incidence d'une panne d'électricité causée par les conditions météorologiques et touchant l'ensemble des installations. Les travaux de maintenance non planifiés comprenaient des travaux causés par un arrêt survenu à l'usine de valorisation 2 à la fin de septembre. La production est revenue à des taux normaux à la mi-octobre et la Société prévoit donc qu'elle se situera dans l'extrémité inférieure de sa fourchette prévisionnelle annuelle.

« L'accroissement de la production et l'accent soutenu sur la gestion des coûts ont contribué à faire diminuer les charges d'exploitation décaissées par baril dans notre secteur Sables pétrolifères », a déclaré M. Williams.

Au troisième trimestre de 2014, les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères ont diminué pour s'établir en moyenne à 31,10 $/b, comparativement à 32,60 $/b pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette baisse est principalement attribuable à l'augmentation des volumes de production. Les charges d'exploitation décaissées totales ont diminué légèrement par rapport à celles de l'exercice précédent, principalement en raison de la baisse des charges d'exploitation minière, laquelle a été contrebalancée partiellement par la hausse du prix des intrants de gaz naturel et des coûts de maintenance. Cependant, le caractère saisonnier du secteur Sables pétrolifères influe habituellement sur les charges d'exploitation décaissées de la Société et la direction prévoit qu'elles augmenteront légèrement au quatrième trimestre.

La quote-part de Suncor dans la production de Syncrude a augmenté, passant de 27 200 b/j au troisième trimestre de 2013 à 29 400 b/j au troisième trimestre de 2014, principalement en raison de la diminution des travaux de maintenance planifiés au cours du trimestre écoulé.

Les volumes de production du secteur Exploration et production ont diminué, passant de 171 400 bep/j au troisième trimestre de 2013 à 78 200 bep/j au troisième trimestre de 2014. Cette baisse s'explique principalement par la vente d'activités liées au gaz naturel conventionnel de la Société, l'incidence des travaux de maintenance planifiés à Buzzard et Terra Nova et la baisse des volumes de production en Libye alors que les activités reprenaient lentement.

Au cours du troisième trimestre de 2014, le secteur Raffinage et commercialisation a entrepris des travaux de maintenance planifiés aux raffineries de Montréal, de Sarnia et d'Edmonton, ce qui s'est traduit par une diminution du taux d'utilisation moyen des raffineries à 94 % comparativement à 98 % au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Pendant les travaux de maintenance à la raffinerie de Montréal, les travaux visant à rénover l'unité d'hydrocraquage qui devrait améliorer le rendement global de la production se sont poursuivis. Ce projet devrait être achevé d'ici la fin du quatrième trimestre de 2014.

Mise à jour concernant notre stratégie

La Société répartit son capital selon un ensemble de priorités clairement définies : assurer des activités durables et fiables; investir dans la croissance rentable et offrir d'excellents rendements aux actionnaires sous forme de dividendes et par la voie de rachats d'actions. Au troisième trimestre de 2014, Suncor a continué à démontrer sa volonté d'offrir de la valeur à ses actionnaires en versant des dividendes de 409 M$ (0,28 $ par action ordinaire) et en rachetant des actions pour 523 M$. Au cours du trimestre, Suncor a vendu ses actifs du secteur Exploration et production dans la région de Wilson Creek pour 168,5 M$, ce qui a donné lieu à un profit après impôt à la cession d'actifs de 61 M$ et annoncé avoir conclu une entente en vue de la vente de sa participation de 50 % dans certains actifs et passifs de Pioneer Energy pour 182,5 M$, ce qui devrait donner lieu à un profit après impôt d'environ 85 M$, compte non tenu des ajustements de clôture. Suncor a également conclu l'acquisition d'une installation de récupération du soufre à la raffinerie de Montréal pour 121 M$. Ces transactions respectent l'approche de la Société qui consiste à se concentrer sur les actifs qui s'inscrivent dans sa stratégie à long terme de la Société.

« Suncor a adopté une stratégie claire centrée sur notre modèle intégré », a ajouté M. Williams. « Nous continuons de nous concentrer sur nos actifs essentiels, comme en témoigne la vente de nos actifs de Wilson Creek, l'annonce de la vente de notre participation dans Pioneer et l'acquisition d'une installation de récupération du soufre près de notre raffinerie de Montréal. »

Investir dans l'intégration et l'accès au marché

Les initiatives d'intégration et d'accès au marché demeurent également prioritaires pour Suncor. Au troisième trimestre de 2014, Suncor a accru la capacité de son réseau logistique médian au moyen de nouvelles ententes ferroviaires, dont une entente de déchargement à un terminal ferroviaire situé à Tracy, au Québec, ce qui accroît davantage la capacité de Suncor d'accéder à de nouveaux marchés et aux marchés existants.

La raffinerie de Montréal a continué à recevoir du brut provenant de l'intérieur des terres acheminé par rail en plus des expéditions par voie maritime de bruts à prix inférieurs de la côte du Golfe des États-Unis lorsque la conjoncture du marché était favorable. Le projet d'inversion de la canalisation 9 d'Enbridge, conjugué à l'accès actuel de Suncor aux réseaux ferroviaires devraient offrir à la Société la souplesse nécessaire pour approvisionner sa raffinerie de Montréal avec divers types de bruts provenant de l'intérieur des terres en 2015 après la mise en service du pipeline.

Le modèle intégré de la Société et un excellent accès au marché ont permis à Suncor d'obtenir des prix mondiaux sur des volumes équivalant à près de 97 % de sa production en amont au troisième trimestre de 2014.

Secteur Sables pétrolifères

Suncor continue de travailler en vue de l'obtention d'une décision d'autorisation des dépenses pour le projet d'agrandissement de MacKay River, qui vise une capacité nominale initiale d'environ 20 000 b/j. La production de pétrole des puits associés au projet de désengorgement des installations de MacKay River a débuté au troisième trimestre de 2014. Ce projet de désengorgement vise à accroître la capacité totale de production d'environ 20 %, pour l'amener à 38 000 b/j d'ici la fin de 2015. En outre, Suncor continue de faire progresser d'autres initiatives de désengorgement des infrastructures logistiques et des installations de Firebag en se concentrant sur la valorisation des actifs, l'efficacité opérationnelle et l'amélioration de la fiabilité.

Coentreprises de Sables pétrolifères

Les activités du projet minier Fort Hills sont demeurées axées sur la réalisation d'études techniques détaillées, l'approvisionnement et le démarrage du chantier qui s'est poursuivi. Les principales activités de construction au cours du trimestre consistaient entre autres à couler du béton de fondation, à construire des réservoirs de séparation destinés à l'extraction secondaire, à construire un gîte de camp et à mettre en service des installations de traitement de l'eau. Les travaux liés aux études techniques détaillées étaient achevés à environ 55 % à la fin du troisième trimestre. Ce projet devrait procurer à Suncor environ 73 000 b/j de bitume. La production de pétrole devrait débuter dès le quatrième trimestre de 2017 et atteindre 90 % de sa capacité prévue dans les 12 mois suivants.

Exploration et production

Le projet Golden Eagle a continué de progresser, la production de pétrole étant censée débuter à la fin de 2014. Les activités de forage se poursuivront en 2015, année au cours de laquelle la cadence de production du projet augmentera jusqu'à sa capacité prévue. Au projet Hebron, la structure gravitaire a été transférée avec succès de la cale sèche à son emplacement en eau profonde au troisième trimestre de 2014. Les travaux de construction se poursuivent à la structure gravitaire et à l'installation de surface à la tête du puits, les premiers barils de pétrole du projet étant attendus en 2017.

La Société mène actuellement de nombreux projets d'extension visant à agrandir des installations et infrastructures existantes du secteur Côte Est du Canada. Après l'achèvement des installations sous-marines de l'unité d'extension sud d'Hibernia en 2013, les activités de forage se sont poursuivies au cours du troisième trimestre de 2014. La phase finale du projet d'extension sud de White Rose était en voie d'achèvement au troisième trimestre de 2014. L'unité d'extension sud d'Hibernia et le projet d'extension sud de White Rose devraient accroître la production globale à compter de 2015 et prolonger la vie productive des champs existants. Une décision d'autorisation des dépenses visant à poursuivre la mise en valeur du réservoir Ben Nevis-Avalon à Hibernia et l'agrandissement dans la partie ouest de White Rose est attendue en 2015.

En juillet 2014, la National Oil Company de Libye a annoncé la levée de l'état de force majeure touchant les exportations de pétrole provenant des deux derniers terminaux touchés par l'agitation politique. En septembre 2014, la Société a effectué des chargements et vendu des stocks à partir de l'un des terminaux. Suncor continue de travailler avec la National Oil Company de Libye afin d'obtenir la levée d'autres mesures imposées. La production reprend lentement. Cependant, la région demeure instable et le moment où les ventes futures reprendront et la capacité de retourner à des niveaux de production normaux demeurent incertains.

Rapprochement du résultat opérationnel¹⁾

		Trimestres clos les 30 septembre				Périodes de neuf mois closes les 30 septembre
(en millions de dollars)		2014		2013		2014		2013
Résultat net		919		1 694		2 615		3 468
	Perte (profit) de change latente sur la dette libellée en dollars américains	394		(138	)	420		262
	Pertes de valeur2)	-		-		1 238		-
	Réévaluation des réserves3)	-		-		(32	)	-
	Profit sur cessions importantes4)	(61	)	(130	)	(61	)	(130	)
	Charge d'impôt sur le résultat5)	54		-		54		-
	Incidence nette de l'abandon du projet de l'usine de valorisation Voyageur6)	-		-		-		127
Résultat opérationnel1)		1 306		1 426		4 234		3 727

1)	Le résultat opérationnel est une mesure financière hors PCGR. Tous les éléments de rapprochement sont présentés déduction faite de l'impôt. Se reporter à la rubrique « Mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR » du rapport de gestion daté du 29 octobre 2014.
2)	Représente les pertes de valeur après impôt de 718 M$liées à la participation de la Société dans le projet minier Joslyn, de 297 M$liées aux actifs de la Société en Libye et de 223 M$liées à certains actifs du secteur Sables pétrolifères inscrite par suite d'un examen des options de réaffectation découlant d'une révision antérieure des stratégies de croissance.
3)	Représente la réévaluation des réserves de 1,2 million de barils de pétrole reçus dans le cadre d'une participation dans un actif norvégien dont Suncor était auparavant propriétaire.
4)	Représente un profit après impôt tiré de la cession d'une part importante des activités de la Société liées au gaz naturel dans l'Ouest canadien au cours du troisième trimestre de 2013 et le profit après impôt à la vente des actifs de gaz naturel de la Société dans la région de Wilson Creek au cours du troisième trimestre de 2014.
5)	Représente la charge d'impôt exigible et la charge d'intérêts connexe comptabilisées au cours du troisième trimestre de 2014 et liées au calendrier des déductions pour amortissement aux fins de l'impôt de certaines dépenses en immobilisations faites dans le secteur Sables pétrolifères au cours d'une période précédente.
6)	Représente le coût prévu de l'abandon du projet, y compris les coûts relatifs au démantèlement des installations et à la remise en état du site de l'usine Voyageur, ainsi que des frais liés à l'annulation de contrats.

Prévisions de la Société

Suncor a mis à jour ses hypothèses concernant le marché pour 2014 publiées le 31 juillet 2014. Les hypothèses suivantes sur l'ensemble de l'exercice 2014 ont été ajustées : Brent, Sullom Voe passant de 105,00 $ US/b à 102,00 $ US/b; pétrole brut West Texas Intermediate à Cushing de 98,00 à 96,00 $ US/b et Western Canadian Select à Hardisty de 75,00 $ US/b à 76,00 $ US/b; prix au comptant AECO-C de 4,50 $ le gigajoule à 4,20 $ le gigajoule et taux de change ($ US/$ CA) de 0,92 $ à 0,91 $.

Pour de plus amples détails et mises en garde concernant les prévisions de la Société pour 2014, veuillez consulter suncor.com/guidance.

Mesures financières hors PCGR

Le résultat opérationnel est défini dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion et fait l'objet d'un rapprochement avec les mesures conformes aux PCGR à la rubrique « Résultats sectoriels et analyse » du rapport de gestion. Les flux de trésorerie opérationnels, les flux de trésorerie disponibles et le RCI sont définis et font l'objet d'un rapprochement avec les mesures conformes aux PCGR dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion. Les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères sont définies 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 à la rubrique « Résultats sectoriels et analyse » du rapport de gestion.

Ces mesures financières hors PCGR ont été incluses parce que la direction les utilise pour analyser la performance opérationnelle, l'endettement et la liquidité. Ces mesures financières hors PCGR n'ont pas de définition normalisée et, par conséquent, il est peu probable qu'elles soient comparables avec les mesures similaires présentées par d'autres sociétés et elles ne doivent pas être utilisées hors contexte ni comme des substituts aux mesures de rendement établies conformément aux PCGR.

Mise en garde - renseignements de nature prospective

Le présent communiqué contient certaines informations et énoncés de nature prospective (collectivement, les « énoncés prospectifs ») au sens attribué à ce terme par les lois canadiennes et américaines applicables régissant les valeurs mobilières. Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes actuelles, les estimations, les projections et les hypothèses de Suncor et qui ont été formulées 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; la rentabilité des capitaux et les économies de coûts; les taux de redevances applicables et les lois fiscales; 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 et des services; et la réception en temps utile des approbations des autorités de réglementation et des tiers. En outre, tous les autres énoncés et les autres informations traitant de prévisions ou de projections au sujet de l'avenir, ainsi que les autres énoncés et renseignements au sujet 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 contenus dans le présent communiqué incluent des références à ce qui suit : a prévision selon laquelle la stratégie ciblée, le modèle intégré et l'excellent état de la situation financière constituent des atouts concurrentiels qui continueront de bien nous servir dans le contexte actuel de baisse du prix du pétrole brut; les prévisions selon lesquelles la production de la Société se situera dans l'extrémité inférieure de notre fourchette annuelle et les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères augmenteront légèrement au quatrième trimestre; les travaux de rénovation de l'unité d'hydrocraquage à la raffinerie de Montréal visant à augmenter le débit de production global et qui devraient être achevés d'ici la fin du quatrième trimestre de 2014; la stratégie de Suncor ciblée sur notre modèle intégré et l'accent mis sur nos actifs principaux; l'annonce portant sur la la conclusion d'une entente visant la vente de la participation de 50 % de la Société dans certains actifs et passifs de Pioneer Energy pour 182,5 M$ et prévoyant que cette vente donnera lieu à un profit après impôt d'environ 85 M$, compte non tenu des ajustements de clôture; la prévision selon laquelle l'inversion prévue de la canalisation 9 d'Enbridge, conjuguée à à l'accès actuel de Suncor au transport ferroviaire, procurera à la Société la souplesse nécessaire pour approvisionner en 2015 sa raffinerie de Montréal en différents types de pétrole au prix du brut provenant de l'intérieur des terres une fois le pipeline en service; la capacité nominale initiale cible pour le projet d'agrandissement de MacKay River de 20 000 b/j environ; la prévision selon laquelle le projet de désengorgement portant sur les installations de MacKay River augmentera la capacité de production d'environ 20 % pour la porter à une capacité totale de 38 000 barils par jour d'ici à la fin de 2015 et selon laquelle progresseront d'autres initiatives de désengorgement; la prévision selon laquelle le projet minier Fort Hills procurera à Suncor environ 73 000 b/j de bitume, la production de pétrole devant commencer au quatrième trimestre de 2017 et atteindre 90 % de sa capacité prévue dans un délai de 12 mois; la prévision selon laquelle la production des premiers barils de pétrole du projet Golden Eagle aura lieu vers la fin de 2014 et que les travaux de forage se poursuivront en 2015, en même temps que la cadence de production du projet augmentera pour atteindre sa capacité prévue; la prévision selon laquelle les premiers barils de pétrole du projet Hebron seront produits en 2017; la prévision selon laquelle le projet d'extension sud d'Hibernia et le projet d'extension sud de White Rose accroîtront la production globale tirée des champs existants dès 2015 et prolongeront leur durée de vie productive; qu'une décision quant à l'autorisation des activités liées au réservoir Ben Nevis Avalon d'Hibernia et à de nouveaux travaux d'agrandissement visant le champ West White Rose est attendue en 2015; et que Suncor continue de collaborer avec la National Oil Company de Libye pour organiser de futurs chargements.

Les énoncés et les renseignements 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 autres risques, incertitudes et facteurs susceptibles d'influencer les résultats financiers et opérationnels de tous les secteurs et activités de Suncor sont, entre autres, les suivants : les changements dans la conjoncture économique, les conditions du marché et les conditions commerciales touchant notamment le prix des marchandises, les taux d'intérêt et les taux de change; les fluctuations de l'offre et de la demande pour les produits de Suncor; la mise en œuvre réussie et en temps opportun des projets d'investissement, y compris les projets de croissance et les projets réglementaires; les mesures prises par les sociétés concurrentes, y compris la concurrence accrue d'autres sociétés pétrolières et gazières ou de sociétés qui fournissent des sources d'énergie de remplacement; les pénuries de main-d'œuvre et de matériel; les mesures prises par les pouvoirs publics en matière d'imposition ou les modifications apportées aux frais et aux redevances, notamment en ce qui concerne les avis de nouvelle cotisation que Suncor a reçu de l'Agence du revenu du Canada, de l'Ontario et du Québec relativement au règlement de certains contrats dérivés, dont le risque i) que Suncor ne puisse parvenir à faire valoir sa position fiscale initiale et doive par conséquent payer des impôts plus élevés ainsi que des intérêts et des pénalités, ou ii) que Suncor soit tenue de verser un montant de trésorerie relativement aux avis de nouvelle cotisation, en remplacement de la sûreté; les modifications aux règlements dans le domaine de l'environnement et d'autres domaines; la capacité et la volonté des parties avec qui Suncor a des liens importants de s'acquitter de leurs obligations à l'égard de la Société; des interruptions aux infrastructures de tiers qui pourraient entraîner des arrêts de production; la survenance d'imprévus, tels que des incendies, pannes de matériel et autres événements semblables touchant Suncor ou d'autres parties dont les activités ou actifs se répercutent directement ou indirectement sur Suncor; les risques d'atteintes à la sécurité des systèmes informatiques de Suncor par suite de piratages informatiques ou de cyberterrorismes, et la non-disponibilité ou l'incapacité des systèmes de fonctionner comme prévu qui pourrait en découler; notre capacité de découvrir et de mettre en valeur de nouvelles réserves pétrolières et gazières de façon rentable; l'exactitude des estimations des réserves, des ressources et de la production future de Suncor; l'instabilité du marché qui nuit à la capacité de Suncor d'obtenir du financement à des taux acceptables sur le marché des capitaux d'emprunt; le maintien d'un ratio dette/flux de trésorerie optimal; le succès des initiatives de gestion du risque déployées par la Société à l'aide d'actifs et de passifs dérivés et d'autres instruments financiers; les coûts afférents à la conformité aux lois environnementales actuelles et futures; les risques et les incertitudes associés à la clôture d'une transaction d'achat ou de cession d'actifs pétroliers ou gaziers, notamment en ce qui a trait à la contrepartie à verser ou à recevoir pour cette transaction, la capacité des contreparties à remplir leurs obligations en temps opportun et à obtenir toute autorisation requise et habituelle pour ce type de transaction des autorités de réglementation ou de tierces parties, ce qui est indépendant de la volonté de Suncor; et l'exactitude des estimations de coûts, dont certaines sont fournies au stade de la conception ou à d'autres stades préliminaires des projets et avant le commencement ou la conception des études techniques détaillées nécessaires à la réduction de la marge d'erreur et à l'augmentation du degré d'exactitude. Tous ces facteurs importants ne sont pas exhaustifs.

Le rapport de gestion, la notice annuelle de Suncor, le formulaire 40-F et le rapport annuel aux actionnaires, chacun daté du 28 février 2014, 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 en écrivant 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 info@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 d'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 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. Suncor exploite les ressources pétrolières de façon responsable, ainsi qu'un portefeuille croissant de sources d'énergie renouvelable. 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 Énergie, visitez notre site Web à suncor.com, suivez-nous sur Twitter @SuncorEnergy, consultez notre blogue FSP ou Découvrez l'énergie du Oui.

Le rapport aux actionnaires pour le deuxième trimestre 2014 de Suncor, les états financiers et les notes (non vérifiés) peuvent être téléchargés à partir de suncor.com/rapportsfinanciers.

Pour écouter la conférence téléphonique portant sur les résultats du deuxième trimestre de Suncor, veuillez visiter suncor.com/webdiffusions.