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06 nov. 2009 02h30 HE

Suncor Energie publie ses premiers résultats trimestriels depuis la fusion avec Petro-Canada

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 6 nov. 2009) -

Toutes les informations financières sont non vérifiées et présentées en dollars canadiens, sauf indication contraire. Certaines mesures financières dont il est fait mention dans ce document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada. Pour une description de ces mesures, voir Mesures financières non définies par les PCGR à la page 26 du rapport de gestion du troisième trimestre de 2009 de Suncor. Ce document fait référence à des barils équivalent pétrole (bep). Le ratio de conversion utilisé pour cette unité de mesure, qui suppose que six mille pieds cubes de gaz naturel équivalent à un baril de pétrole brut, s'appuie sur une méthode de conversion de l'équivalence d'énergie applicable surtout à la pointe du brûleur et ne représente pas une équivalence de valeur à la tête du puits. Par conséquent, l'unité de mesure du bep peut prêter à confusion, surtout si on l'utilise hors contexte.

Le 1er août 2009, Suncor Énergie Inc. a conclu sa fusion avec Petro-Canada. Les montants pour les périodes de trois mois et de neuf mois terminées le 30 septembre 2009 reflètent les résultats de la société Suncor post-fusion à compter du 1er août 2009 et les résultats de l'ancienne société Suncor du 1er janvier au 31 juillet 2009 seulement. Les montants comparables de 2008 reflètent uniquement les résultats de l'ancienne société Suncor. Pour plus de renseignements sur la transaction de fusion, les lecteurs sont priés de se référer à la note 3 des états financiers consolidés intermédiaires non vérifiés du 30 septembre 2009.

Suncor Énergie Inc. a annoncé aujourd'hui un bénéfice net de 929 millions $ (0,74 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2009, contre 815 millions $ (0,87 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2008. Le bénéfice d'exploitation du troisième trimestre de 2009 s'est élevé à 288 millions $ (0,23 $ par action ordinaire), contre 810 millions $ (0,87 $ par action ordinaire) au troisième trimestre de 2008. Les flux de trésorerie liés à l'exploitation ont été de 574 millions $ au troisième trimestre de 2009, contre 1,146 milliard $ au troisième trimestre de 2008.

« Le plus récent trimestre a marqué un jalon dans l'histoire de Suncor et a été très productif, avec la conclusion de notre fusion avec Petro-Canada et le début d'une intégration généralisée de nos activités au sein de la nouvelle société, a déclaré Rick George, président et chef de la direction. Le travail d'intégration que nous avons réalisé en un peu plus de trois mois se traduit déjà par des gains d'efficience importants qui permettront à Suncor de ressortir du cycle actuel plus forte que jamais, en tant que producteur d'énergie compétitif à l'échelle internationale. »

La diminution du bénéfice d'exploitation et des flux de trésorerie liés à l'exploitation est principalement attribuable à la baisse des prix réalisés, en raison des prix des marchandises de référence considérablement plus faibles au troisième trimestre de 2009 comparativement à la période correspondante de 2008, ainsi qu'aux charges d'exploitation accrues du secteur Sables pétrolifères par suite de la hausse des volumes de production et de vente. Ces éléments ont été contrebalancés en partie par l'augmentation de la production d'amont résultant de la fusion avec Petro-Canada et la performance opérationnelle améliorée de nos actifs existants dans le secteur Sables pétrolifères.

Le bénéfice net pour les neuf premiers mois de 2009 a été de 689 millions $, contre 2,352 milliards $ pour la période correspondante de 2008. Le bénéfice d'exploitation des neuf premiers mois de 2009 s'est élevé à 646 millions $, contre 2,471 milliards $ pour les neuf premiers mois de 2008. Les flux de trésorerie liés à l'exploitation ont atteint 1,670 milliard $ pour les neuf premiers mois de 2009, contre 3,826 milliards $ pour la période correspondante de 2008. Les diminutions cumulatives du bénéfice d'exploitation et des flux de trésorerie liés à l'exploitation sont dues principalement aux mêmes facteurs que ceux ayant touché les résultats au troisième trimestre.

Après la conclusion de la fusion avec Petro-Canada, la production d'amont totale de Suncor durant les deux derniers mois du troisième trimestre de 2009 s'est chiffrée en moyenne à 630 600 barils équivalent pétrole (bep) par jour. La production additionnelle résultant de la fusion a représenté 289 400 bep par jour. La production d'amont provenant des installations de sables pétrolifères et de gaz naturel de l'ancienne société Suncor s'est chiffrée en moyenne à 339 900 bep par jour au troisième trimestre de 2009, contre 281 000 bep par jour au troisième trimestre de 2008.

La production du secteur Sables pétrolifères (en excluant la quote-part proportionnelle dans la production de la coentreprise Syncrude) s'est chiffrée en moyenne à 305 300 barils par jour au troisième trimestre de 2009, contre une production de 245 600 barils par jour au troisième trimestre de 2008. La production plus élevée est principalement attribuable à la fiabilité opérationnelle améliorée au troisième trimestre de 2009. La production durant le trimestre comparable de 2008 avait été touchée par des arrêts de maintenance non planifiés de certains de nos actifs de valorisation et d'extraction, ainsi que par du temps pluvieux ayant nui à la production minière. En fonction des résultats des neuf premiers mois de 2009 et des attentes pour le quatrième trimestre, les prévisions en ce qui concerne la production des Sables pétrolifères ont été ramenées à une fourchette de 290 000 à 305 000 barils par jour.

Par suite de la fusion, Suncor détient une participation de 12 % dans la coentreprise Syncrude, qui exploite des installations de sables pétrolifères situées à proximité des installations de sables pétrolifères existantes de Suncor à Fort McMurray, en Alberta. Les activités de Syncrude ont rapporté en moyenne une production de 37 400 barils par jour de pétrole peu sulfureux durant les mois d'août et de septembre 2009.

Après la conclusion de la fusion, la production attribuable au secteur Gaz naturel de Suncor durant les deux derniers mois du troisième trimestre de 2009 s'est chiffrée en moyenne à 772 millions de pieds cubes (Mpi3) équivalent gaz par jour. La production additionnelle résultant de la fusion a représenté 563 Mpi3 équivalent gaz par jour. La production des installations de gaz naturel de l'ancienne société Suncor s'est chiffrée en moyenne à 208 Mpi3 équivalent gaz par jour au troisième trimestre de 2009, contre 213 Mpi3 équivalent gaz par jour au troisième trimestre de 2008. Cette diminution de la production est principalement attribuable à l'arrêt provisoire de production dans la région d'Elmworth et à la vente de certains actifs non essentiels au deuxième trimestre de 2009.

La production du secteur Côte Est du Canada a rapporté un volume moyen de 49 600 barils par jour durant les deux derniers mois du troisième trimestre de 2009, tandis que la production du secteur International (qui regroupe nos actifs en mer du Nord et ceux des autres régions du secteur International) a rapporté un volume moyen de 108 600 barils par jour durant les deux derniers mois du troisième trimestre de 2009. Les volumes des secteurs Côte Est du Canada et International ont été inférieurs à la capacité de production, surtout en raison d'activités de maintenance planifiées et non planifiées et du raccordement de l'extension North Amethyst à White Rose.

Les décaissements d'exploitation liés aux activités de notre secteur Sables pétrolifères (en excluant Syncrude) se sont élevés en moyenne à 32,25 $ par baril au troisième trimestre de 2009, contre 34,00 $ par baril durant le troisième trimestre de 2008. La diminution des décaissements d'exploitation par baril est attribuable principalement à la production accrue et à une diminution des prix du gaz naturel utilisé comme intrant. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par l'augmentation des charges d'exploitation en raison de l'inclusion des coûts d'exploitation de MacKay River au troisième trimestre de 2009. La fusion avec Petro-Canada n'a pas entraîné d'augmentation de la production du secteur Sables pétrolifères (en excluant Syncrude), car la production déclarée de MacKay River était incluse dans la production de Suncor entre le 1er janvier et le 31 juillet 2009 en tant que volumes traités par Suncor aux termes d'un accord de frais de traitement. En fonction des résultats des neuf premiers mois de 2009 et des attentes pour le quatrième trimestre, les prévisions en ce qui concerne nos décaissements d'exploitation ont été abaissées de 32,00 $ à 34,00 $ par baril.

Croissance et état des activités

À la suite de la fusion avec Petro-Canada le 1er août 2009, Suncor est devenue la plus importante société d'énergie du Canada et la cinquième société d'énergie basée en Amérique du Nord selon la capitalisation boursière. La Société travaille actuellement à améliorer l'efficience de ses activités d'exploitation et d'investissement, ce qui devrait se traduire par des synergies sur le plan des dépenses en immobilisations et des charges d'exploitation. Nous avons aussi entrepris le processus d'examen de tous les projets d'immobilisations en vue d'affecter les dépenses d'investissement aux projets qui présentent les meilleures possibilités de rapporter des flux de trésoreries à court terme, qui ont le rendement du capital prévu le plus élevé et qui comportent les risques les plus faibles.

« Ces étapes étaient nécessaires et nous permettront d'exercer une concurrence efficace sur la scène internationale en tant que l'une des plus grandes sociétés d'énergie indépendante du monde, a déclaré Rick George. Maintenant que notre nouvelle organisation est largement en place et étant donné les progrès de notre étude des occasions d'investissement, nous prévoyons être en mesure de commencer à traduire la stratégie en actions au cours des prochaines semaines, au moment où nous annoncerons notre budget de dépenses en immobilisations de 2010. »

Dans le cadre de son alignement commercial stratégique, et sous réserve de l'approbation du Conseil d'administration, Suncor a l'intention de se départir d'un certain nombre d'actifs secondaires, notamment certains actifs reliés au gaz naturel dans l'Ouest du Canada et dans les Rocheuses américaines, tous les actifs à Trinité-et-Tobago et certains actifs secondaires en mer du Nord. Une fois la portion des actifs reliés au gaz naturel du programme de désinvestissement achevée, nous bénéficierons grâce à nos actifs du secteur Gaz naturel d'une base solide pour soutenir notre croissance à long terme dans le secteur Sables pétrolifères principal et nous viserons en même temps une position de producteur à faibles coûts parmi les producteurs de gaz nord-américains, en mettant de plus en plus l'accent sur le gaz non classique.

Au troisième trimestre de 2009, la construction de l'usine d'extraction Steepbank s'est achevée à l'intérieur des délais prévus et dans les limites du budget révisé annoncé dans notre rapport du deuxième trimestre de 2009. L'usine est entrée en service à la fin de septembre et devrait contribuer à une fiabilité et à une productivité améliorées au sein de notre secteur Sables pétrolifères à compter du quatrième trimestre de 2009. La construction de l'usine de récupération de soufre Firebag s'est aussi achevée conformément au calendrier et au budget prévus au cours du troisième trimestre de 2009. L'usine est prête à fonctionner et on s'attend à ce qu'elle soutienne les réductions des émissions de soufre des installations in situ existantes et planifiées.

Suncor a aussi annoncé en octobre 2009 qu'elle reprenait les travaux d'agrandissement de son usine d'éthanol de St. Clair près de Sarnia, en Ontario. Le projet de construction de 120 millions $, dont l'achèvement est prévu à la fin de 2010 ou au début de 2011, devrait doubler la capacité de production d'éthanol de l'usine pour la porter à 400 millions de litres par année.

Perspectives

Les perspectives de Suncor fournissent les cibles de la direction pour 2009 dans certains secteurs clés des activités de la Société.

 Résultats réels pour les neuf mois
terminés le 30 septembre 2009
Perspectives pour l'ensemble de l'exercice 2009 
  Sables pétrolifères(1)(2)   
  Production (en barils par jour)294 800  290 000 à 305 000   
  Ventes   
    Diesel11 %11 % 
    Peu sulfureux36 %36 % 
    Sulfureux49 %49 % 
    Bitume4 %4 % 
  Réalisation sur l'ensemble des ventes de pétrole brut(3)WTI à Cushing moins 5,84 $ CA par barilWTI à Cushing moins 5,50 $ CA à 6,00 $ CA par baril 
  Décaissements d'exploitation(4)32,40 $ par baril32,00 $ à 34,00 $ par baril 
 Résultats réels pour les deux mois
terminés le 30 septembre 2009
Perspectives pour le quatrième trimestre de 2009 
  Gaz naturel(5)   
    Production(6) (en Mpi3 équivalent gaz par jour)772  760 à 775   
    Gaz naturel88 %88 % 
    Pétrole brut et liquides12 %12 % 
  Côte Est du Canada   
    Production (en barils par jour)49 600  60 000 à 65 000   
  International   
    Production (en bep par jour)108 600  130 000 à 140 000   
    Pétrole brut et liquides83 %86 % 
    Gaz naturel17 %14 % 

1) Exclut la quote-part proportionnelle de Suncor dans la production de la coentreprise Syncrude. Notre quote-part de la production post-fusion dans la coentreprise Syncrude pour les mois d'août et de septembre 2009 a atteint en moyenne 37 400 barils par jour.

2) En fonction des résultats du troisième trimestre et des attentes pour le quatrième trimestre, les prévisions en ce qui concerne la production, les décaissements d'exploitation, la répartition du volume des ventes et les prix réalisés sur l'ensemble des ventes de pétrole brut ont été ajustées. Au 30 juin 2009, les prévisions de production du secteur Sables pétrolifères étaient de 300 000 barils par jour (+5 %/-10 %) avec une fourchette correspondante des décaissements d'exploitation de 33 $ à 38 $. La répartition du volume des ventes était la suivante : diesel 10 %, peu sulfureux 38 %, sulfureux 49 % et bitume 3 % et les prix réalisés sur l'ensemble des ventes de pétrole brut correspondaient au prix du pétrole WTI à Cushing moins 4,50 $ CA à 5,50 $ CA.

3) Exclut l'incidence des activités de couverture.

4) Les estimations des décaissements d'exploitation se fondent sur les hypothèses suivantes : i) volumes de production et composition des ventes tels que décrits dans le tableau ci-dessus; et ii) un prix du gaz naturel de 3,53 $ par gigajoule (3,73 $ par Kpi3) au carrefour AECO. En fonction des résultats du troisième trimestre et des attentes pour le reste de l'exercice, l'hypothèse en ce qui concerne le prix du gaz naturel a été réduite par rapport au prix antérieur de 4,50 $ par gigajoule au carrefour AECO. Jusqu'au 31 juillet 2009, cette cible incluait les coûts engagés pour le traitement du bitume de tierces parties. Cette cible n'inclut pas les coûts liés au report de projets de croissance.

5) Afin de mettre en contexte nos prévisions de production du quatrième trimestre pour l'ensemble de nos propriétés de gaz naturel, nous indiquons la production moyenne après la fusion pour les mois d'août et de septembre 2009. La production moyenne des actifs de gaz naturel de l'ancienne société Suncor au cours des neuf premiers mois de 2009 s'est chiffrée à 212 Mpi3 équivalent gaz par jour, dont 92 % de gaz naturel et 8 % de liquides.

6) La cible de production inclut les liquides de gaz naturel (LGN) et le pétrole brut convertis en Mpi3 équivalent gaz en supposant qu'un baril de LGN ou de pétrole brut équivaut à 6 000 pieds cubes de gaz naturel. Le ratio de conversion utilisé pour cette unité de mesure s'appuie sur une méthode de conversion de l'équivalence d'énergie applicable surtout à la pointe du brûleur et ne représente pas une équivalence de valeur à la tête du puits. L'unité de mesure des Mpi3 équivalent gaz peut donc prêter à confusion, surtout si on l'emploie hors contexte.

Ces perspectives sont basées sur les estimations, projections et hypothèses actuelles et sur les résultats cumulatifs de l'exercice 2009 de Suncor et elles sont susceptibles d'être modifiées. Les hypothèses se fondent sur l'expérience de la direction et sur sa perception des tendances historiques, des conditions actuelles, des développements futurs prévus et d'autres facteurs qu'elle estime pertinents. Les hypothèses en ce qui concerne les perspectives du secteur Sables pétrolifères pour l'ensemble de l'exercice 2009 comprennent les initiatives de fiabilité et d'efficience opérationnelle qui selon nous devraient réduire la maintenance non planifiée en 2009. Les hypothèses en ce qui concerne les perspectives des secteurs Gaz naturel, Côte Est du Canada et International pour le quatrième trimestre de 2009 incluent le rendement des gisements, les résultats de forage, la fiabilité des installations, les modifications des quotas de production de l'OPEP et l'exécution réussie des révisions planifiées.
Les facteurs qui pourraient avoir une incidence sur les résultats d'exploitation et les résultats financiers de Suncor d'ici la fin de 2009 comprennent :

• L'approvisionnement de bitume. La qualité du minerai, la maintenance non planifiée du matériel minier et des usines d'extraction, l'entreposage des résidus et le rendement des gisements in situ sont susceptibles d'influer sur les cibles de production de 2009.

• Le rendement des installations nouvellement mises en service. Les taux de production à la suite du démarrage de nouveaux équipements sont difficiles à prévoir et susceptibles d'être touchés par des activités de maintenance non planifiées.

• Maintenance non planifiée. Les estimations de production sont susceptibles d'être touchées si des travaux non planifiés sont nécessaires pour la maintenance de nos actifs d'exploitation (mines, installations de production, de valorisation, de raffinage ou de transport par pipeline et installations extracôtières).

• Opérations de couverture liées au pétrole brut. Suncor a mis en place des accords de couverture visant environ 160 000 barils par jour pour le reste de 2009 et 50 000 barils par jour en 2010. Se reporter à la page 23 du rapport de gestion du troisième trimestre de Suncor pour plus de renseignements sur nos activités de couverture.

• Prix des marchandises. Des diminutions importantes des prix de gros (prix des marchandises) du gaz naturel sont susceptibles d'entraîner l'interruption provisoire d'une partie de notre production de gaz naturel.

• 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. Les activités de Suncor en Libye peuvent être assujetties à des quotas imposés par l'OPEP.

Avis légal – Énoncés prospectifs

Le présent communiqué renferme des énoncés prospectifs et d'autres informations qui reposent sur les attentes actuelles, les estimations, les projections et les hypothèses que nous avons formulées à la lumière de notre expérience et de notre perception des tendances historiques. Ces énoncés et ces renseignements sont soumis à un certain nombre de risques et d'incertitudes dont plusieurs sont hors du contrôle de la Société.

Tous les énoncés et autres informations traitant de prévisions ou de projections au sujet de l'avenir, y compris les déclarations au sujet de la stratégie de croissance de Suncor et de ses dépenses prévues et futures, prix des marchandises, coûts, calendriers, volumes de production, résultats d'exploitation et financiers et de l'incidence prévue des engagements contractuels futurs constituent des énoncés prospectifs. Certains énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi d'expressions telles que « s'attend à », « anticipe », « estime », « planifie », « prévu », « a l'intention de », « croit », « projette », « indique », « pourrait », « se concentre sur », « vision », « but », « perspectives », « proposé », « cible », « objectif » et d'autres expressions analogues. Ces énoncés ne sont pas des garanties d'un rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d'incertitudes, dont certains sont analogues à ceux qui touchent d'autres sociétés pétrolières et gazières et dont certains sont uniques à Suncor. Les résultats réels de Suncor pourraient différer de façon importante de ceux exprimés ou suggérés de manière implicite dans ses énoncés prospectifs, et il est conseillé au lecteur de ne pas s'y fier indûment.

Les perspectives de Suncor comprennent une fourchette de production, compte tenu des prévisions, estimations, projections et hypothèses actuelles. Les incertitudes inhérentes au processus d'estimations et les conséquences d'événements futurs peuvent faire en sorte que les résultats réels diffèrent de nos estimations, parfois de façon importante. Les hypothèses sont fonction de l'expérience de la direction et de sa compréhension des tendances historiques, des conditions actuelles, des événements futurs prévus et d'autres facteurs jugés pertinents. Pour obtenir une description des hypothèses et des facteurs de risque liés précisément aux perspectives de 2009, voir la page 5 de notre rapport aux actionnaires du troisième trimestre de 2009.

Certaines mesures financières dont il est fait mention dans ce communiqué, notamment le bénéfice d'exploitation, les flux de trésorerie liés à l'exploitation, le rendement du capital investi (RCI) et les charges d'exploitation décaissées et totales par baril du secteur Sables pétrolifères ne sont pas prescrites par les PCGR. Ces mesures financières n'ayant aucune définition standardisée, elles peuvent ne pas être comparables aux mesures similaires présentées par d'autres sociétés. Suncor inclut ces mesures financières non définies par les PCGR afin que les investisseurs puissent utiliser les informations pour analyser le rendement d'exploitation, le levier d'exploitation et la liquidité. Ces informations supplémentaires ne doivent pas être considérées séparément ni comme un substitut aux mesures de rendement préparées conformément aux PCGR. Pour une description de ces mesures, veuillez consulter la page 26 de notre rapport de gestion du troisième trimestre de 2009.

Les risques, incertitudes et autres facteurs qui pourraient toucher les résultats réels comprennent, entre autres, ce qui suit : l'instabilité du marché qui affecte les capacités de Suncor à obtenir du financement à des taux acceptables dans les marchés des capitaux d'emprunt, la disponibilité du bitume de tiers, la réussite des stratégies de couverture, le maintien d'un bon ratio de la dette par rapport aux flux de trésorerie, les modifications de la conjoncture économique et commerciale générale; les variations de l'offre et de la demande pour les produits de Suncor; les prix des marchandises, les taux d'intérêt et les taux de change; la capacité de Suncor de s'adapter à l'évolution des marchés et d'obtenir à temps les approbations des organismes de réglementation; la mise en œuvre fructueuse et rapide des projets d'investissement, y compris les projets de croissance et les projets réglementaires (par exemple, les modifications destinées à réduire nos émissions au projet in situ de Firebag); 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 ou à l'augmentation du degré d'exactitude; l'intégrité et la fiabilité des immobilisations de Suncor; l'effet cumulatif de la mise en valeur d'autres ressources; les coûts afférents à la conformité aux lois environnementales actuelles et futures; l'exactitude des estimations des réserves, des ressources et de la production futures de Suncor et son succès dans les activités de forage d'exploration et de mise en valeur et dans les activités connexes; le maintien de relations satisfaisantes avec les syndicats, les associations d'employés, les partenaires en coentreprises; 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 alternative; les pénuries de main-d'œuvre et de matériel; les incertitudes découlant des retards ou des changements de plans relativement aux projets ou aux dépenses en immobilisations; les mesures prises par les pouvoirs publics en matière d'imposition et de taxation ou les modifications apportées aux frais et aux redevances; les modifications aux règlements dans le domaine de l'environnement et d'autres domaines (comme l'examen que poursuit actuellement le gouvernement de l'Alberta à l'égard des conséquences imprévues du régime de redevances à la Couronne, ou l'examen, par le gouvernement du Canada, de la réglementation proposée à l'égard des rejets de gaz à effet de serre); 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; la survenance d'imprévus, tels que des incendies, éruptions, gels, pannes de matériels et autres événements semblables touchant Suncor ou d'autres parties dont les activités ou actifs se répercutent directement ou indirectement sur Suncor; le défaut de réaliser les synergies ou les économies de coûts prévues, les risques liés à l'intégration des deux entités; et l'évaluation inexacte de la valeur des deux entités. Ces facteurs importants ne sont pas exhaustifs.

Un bon nombre de ces facteurs de risque sont examinés plus en détail dans le rapport de gestion et dans la notice annuelle de Suncor et celle de l'ancienne Petro-Canada ou le formulaire 40-F déposé auprès des commissions des valeurs mobilières du Canada, à l'adresse www.sedar.com, et de la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis, à l'adresse www.sec.gov. Le lecteur est invité à se reporter en outre aux facteurs de risque décrits dans d'autres documents que nous déposons de temps à autre auprès des autorités de réglementation en valeurs mobilières. On peut obtenir sans frais des exemplaires de ces documents en s'adressant à la Société.

Pour de plus amples renseignements au sujet de Suncor Énergie Inc., veuillez visiter notre site Web au www.suncor.com.

Le rapport complet du troisième trimestre de Suncor à l'intention des actionnaires ainsi que les états financiers et les notes (non vérifiés) peuvent être obtenus en visitant le www.suncor.com/financialreporting ou en téléphonant au 1-800-558-9071, sans frais en Amérique du Nord.

Pour écouter la conférence téléphonique portant sur les résultats du troisième trimestre de Suncor, visitez le www.suncor.com/webcasts.

Renseignements

  • Suncor Energy Inc.
    Demandes des investisseurs :
    Helen Chan
    (403) 269-8760
    ou
    Suncor Energy Inc.
    Demandes des médias :
    Dany Laferrière
    (403) 693-2048
    www.suncor.com