Résultats du premier trimestre 2014 de Suncor Énergie

EDMONTON, ALBERTA--(Marketwired - 28 avril 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, rendement du capital investi (RCI) et charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères) 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.

« Nous avons connu notre meilleur trimestre financier à ce jour, a déclaré le président et chef de la direction de Suncor, Steve Williams. Les investissements réalisés dans le secteur Sables pétrolifères ont accru notre souplesse d'exploitation tout en nous permettant de dégager des marges plus élevées sur les barils produits. Notre modèle intégré, conjugué à un meilleur accès au marché, nous a permis de maximiser la valeur tirée de chaque baril produit. »

• Résultat opérationnel record de 1,793 G$ (1,22 $ par action ordinaire), dont un résultat opérationnel record pour le secteur Raffinage et commercialisation et un bénéfice net de 1,485 G$ (1,01 $ par action ordinaire).
• Flux de trésorerie opérationnels record de 2,880 G$ (1,96 $ par action ordinaire).
• Flux de trésorerie disponibles de 3,226 G$ pour la période de douze mois close le 31 mars 2014.
• La grande fiabilité de l'usine de valorisation a permis de réaliser une production trimestrielle record de brut synthétique de 312 200 barils par jour (b/j), dont une forte production de mélange peu sulfureux. La production globale du secteur Sables pétrolifères s'est établie à 389 300 b/j.
• Les capacités pipelinières et ferroviaires accrues ont renforcé encore davantage notre modèle intégré et favorisé notre accès à de meilleurs prix.

Résultats financiers

Suncor Énergie Inc. a enregistré des résultats financiers record au premier trimestre de 2014, dont un résultat opérationnel record de 1,793 G$ (1,22 $ par action ordinaire) et des flux de trésorerie opérationnels record de 2,880 G$ (1,96 $ par action ordinaire), contre 1,367 G$ (0,90 $ par action ordinaire) et 2,284 G$ (1,50 $ par action ordinaire), respectivement, au premier trimestre de 2013. Ces résultats sont attribuables aux prix élevés réalisés en amont, lesquels découlent en partie de taux de change favorables et de la hausse des prix du pétrole provenant de l'intérieur des terres. En outre, la grande fiabilité des usines de valorisation et la souplesse d'exploitation ont contribué à une production record de brut synthétique et à une composition favorable de la production dans le secteur Sables pétrolifères. Le modèle intégré de Suncor et son accès accru au marché ont permis à la Société d'optimiser les prix réalisés en amont et de dégager des marges de raffinage record, malgré une diminution des marges de craquage de référence. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par une baisse de la production du secteur Exploration et production ainsi que par une hausse des prix du gaz naturel.

Pour la période de douze mois close le 31 mars 2014, les flux de trésorerie disponibles ont augmenté pour atteindre 3,226 G$, contre 2,638 G$ pour la période de douze mois close le 31 mars 2013.

Le bénéfice net s'est établi à 1,485 G$ (1,01 $ par action ordinaire) pour le premier trimestre de 2014, en comparaison d'un bénéfice net de 1,094 G$ (0,72 $ par action ordinaire) pour le premier trimestre de 2013. Le bénéfice net du premier trimestre de 2014 tenait compte d'une perte de change après impôt à la réévaluation de la dette à long terme libellée en dollars américains de 308 M$, comparativement à celle de 146 M$ du trimestre correspondant de l'exercice précédent, en plus des facteurs qui ont eu une incidence sur le résultat opérationnel. Le bénéfice net du premier trimestre de 2013 tenait également compte d'une charge après impôt de 127 M$ découlant de l'abandon du projet de l'usine de valorisation Voyageur.

Résultat opérationnel

Le solide résultat opérationnel trimestriel de Suncor a bénéficié d'un portefeuille plus rentable composé en quasi- totalité de la production pondérée de pétrole brut, comparativement à 92 % au trimestre correspondant de l'exercice précédent. La production totale en amont de Suncor s'est établie à 545 300 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) au premier trimestre de 2014, en baisse par rapport à 596 100 bep/j au premier trimestre de 2013. Cette baisse reflète la vente de l'entreprise de gaz naturel conventionnel et l'interruption de la production en Libye, mais elle a été atténuée en partie par la hausse de la production du secteur Sables pétrolifères.

Les volumes de production du secteur Sables pétrolifères ont augmenté pour atteindre 389 300 b/j au premier trimestre de 2014, comparativement à 357 800 b/j pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La Société a obtenu une production de brut synthétique record de 312 200 b/j au premier trimestre de 2014, compte tenu d'une augmentation de 21 % de la production de brut synthétique peu sulfureux comparativement au trimestre correspondant de 2013 grâce à l'amélioration de la fiabilité des usines de valorisation. L'approvisionnement en bitume provenant des installations minières et in situ s'est accru par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent en raison de l'accélération de la production à Firebag et de la mise en service des infrastructures destinées au bitume chaud qui ont permis à la Société d'augmenter la capacité d'extraction minière. La production a toutefois ralenti en raison des travaux de maintenance non planifiés d'installations d'exploitation et d'extraction minière, des travaux de maintenance planifiés d'une durée de six semaines visant une unité de cokéfaction entrepris en mars à MacKay River et, dans une moindre mesure, de la constante diminution de l'approvisionnement en gaz naturel auprès de tiers. Suncor a tiré profit de sa souplesse d'exploitation pour rediriger le bitume produit à Firebag vers l'usine de valorisation durant les travaux de maintenance non planifiés afin de maximiser la production de barils à valeur plus élevée.

Au premier trimestre de 2014, les charges d'exploitation décaissées par baril du secteur Sables pétrolifères ont augmenté pour s'établir en moyenne à 35,60 $/b, en hausse comparativement à 34,80 $/b au premier trimestre de 2013. Cette hausse est principalement attribuable à l'augmentation du coût du gaz naturel de 2,10 $/b.

« Nous continuons de remplir notre engagement d'excellence opérationnelle en améliorant la fiabilité de nos usines de valorisation du secteur Sables pétrolifères, a souligné M. Williams. Pour ce trimestre, nos usines de valorisation ont connu un taux d'utilisation de près de 90 %, ce qui nous a permis d'atteindre une production record de brut synthétique tout en réalisant les travaux de maintenance planifiés à la fin du trimestre. Nous continuerons de nous concentrer sur l'amélioration de la fiabilité de nos activités d'extraction minière et de l'ensemble de nos actifs afin de créer davantage de valeur. »

La quote-part de Suncor dans la production de Syncrude est passée de 31 200 b/j au premier trimestre de 2013 à 35 100 b/j au premier trimestre de 2014 en raison de l'amélioration de la fiabilité au premier trimestre de 2014.

Les volumes de production du secteur Exploration et production ont diminué, passant de 207 100 bep/j au premier trimestre de 2013 à 120 900 bep/j au premier trimestre de 2014. Cette baisse s'explique principalement par la vente de l'entreprise de gaz naturel conventionnel de la Société et l'interruption de la production en Libye, mais elle a été atténuée en partie par l'augmentation de la production sur la côte est du Canada et à Buzzard.

Le secteur Raffinage et commercialisation a continué d'afficher une excellente fiabilité au premier trimestre de 2014, le taux d'utilisation des raffineries ayant atteint 96 %, le même que celui du trimestre correspondant de 2013. La Société a réalisé des travaux de maintenance planifiés d'une durée de quatre semaines à la raffinerie de Commerce City au premier 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 premier trimestre de 2014, Suncor a honoré sa priorité de valeur en rachetant des actions pour 384 M$ et en versant à ses actionnaires des dividendes de 338 M$ (0,23 $ par action ordinaire), soit une augmentation de plus de 70 % sur les dividendes versés au trimestre correspondant de 2013.

Au premier trimestre de 2014, Suncor a également été autorisée à racheter aux fins d'annulation des actions ordinaires supplémentaires d'une valeur de 1,0 G$ dans le cadre de son programme de rachat d'actions. Au 21 avril 2014, la tranche n'ayant pas encore été rachetée aux termes du programme actuel était de 1,4 G$.

Investir dans l'intégration et l'accès au marché

« La réalisation de notre stratégie à long terme d'accès au marché nous place en très bonne position pour l'avenir, s'est réjoui M. Williams. Nous nous sommes assurés une nouvelle capacité pipelinière vers la côte du Golfe des États-Unis et nous avons accru notre capacité de transport ferroviaire du pétrole au prix du brut provenant de l'intérieur des terres vers la raffinerie de Montréal. L'inversion prévue de la canalisation 9 d'Enbridge, de même que l'accès accru au transport ferroviaire, devrait rehausser davantage la rentabilité de la raffinerie de Montréal en donnant à la Société une plus grande souplesse lui permettant de transporter la totalité du brut provenant de l'intérieur des terres vers la raffinerie. »

Suncor a connu un excellent trimestre financier, en partie grâce à l'intégration accrue et aux initiatives d'accès au marché qui se sont accélérées au cours de ce trimestre. Le secteur Raffinage et commercialisation a augmenté les expéditions ferroviaires de brut provenant des terres vers la raffinerie de Montréal, lesquelles devraient atteindre une capacité d'environ 35 000 b/j au deuxième trimestre de 2014. La Société a également commencé à transporter du brut lourd sur la portion du pipeline de TransCanada qui se trouve dans la région de la côte du Golfe. Cette nouvelle capacité de transport lui a permis de livrer plus de 70 000 b/j au prix du brut léger et lourd de la côte du Golfe des États-Unis. Le modèle intégré de la Société et un excellent accès au marché ont permis à Suncor d'obtenir des prix mondiaux sur près de 96 % de sa production en amont au premier trimestre de 2014.

Le 6 mars 2014, l'inversion de la canalisation 9 d'Enbridge a été approuvée par les autorités réglementaires, ce qui a permis d'inverser une portion du pipeline débutant dans le Nord de l'Ontario et se terminant à Montréal. L'inversion prévue de la canalisation 9, conjuguée à un accès accru au transport ferroviaire vers l'est, devrait procurer à la Société la souplesse nécessaire pour approvisionner sa raffinerie de Montréal avec une gamme complète de pétroles au prix du brut provenant de l'intérieur des terres en 2015.

Secteur Sables pétrolifères

Dans le secteur Sables pétrolifères, la fiabilité des usines de valorisation s'est améliorée grâce aux travaux de révision réalisés en 2013 à l'usine de valorisation 1 et à d'autres travaux de maintenance récents. En 2014, les travaux de maintenance planifiés devraient être minimes comparativement à ceux des exercices précédents et porter essentiellement sur le maintien et l'amélioration constante de la fiabilité des actifs.

L'investissement dans les travaux liés au procédé de gestion des résidus et dans la stratégie de gestion des eaux demeure prioritaire. Dans le cadre de la stratégie de gestion des eaux, Suncor prévoit mettre une usine de traitement de l'eau en service au cours du deuxième trimestre de 2014, ce qui devrait réduire la consommation d'eau douce en accroissant la réutilisation et le recyclage des eaux usées.

En avril 2014, la Société a franchi un jalon en procédant aux premières injections de vapeur dans les plateformes de puits associées au projet de désengorgement des installations de MacKay River. La production des premiers barils de pétrole issus de ce projet est attendue au troisième trimestre de 2014. Ce projet 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. Suncor continue également de travailler en vue de l'obtention en 2014 d'une décision d'autorisation des dépenses pour le projet d'agrandissement de MacKay River, dont la capacité nominale initiale visée est de 20 000 b/j environ et où la production de pétrole devrait commencer en 2017. En outre, Suncor continue de faire progresser d'autres initiatives de désengorgement des infrastructures logistiques et des installations de Firebag.

Coentreprises de Sables pétrolifères

Les activités du projet Fort Hills ont été axées sur la réalisation d'études techniques détaillées, l'approvisionnement et le démarrage du chantier. 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 de production prévue dans un délai de 12 mois.

Exploration et production

Grâce aux jalons importants franchis en 2013, les activités de forage du projet Golden Eagle ont commencé au premier trimestre de 2014. Comme prévu, les premiers barils de pétrole devraient être livrés à la fin de 2014 ou au début de 2015. À Hebron, les travaux d'ingénierie détaillés et la construction de la structure gravitaire et d'installations de surface se sont poursuivis au premier trimestre de 2014, les premiers barils de pétrole étant attendus en 2017.

La Société mène actuellement de nombreux projets d'extension visant à agrandir des installations et infrastructures existantes. Après l'achèvement des installations sous-marines de l'unité d'extension sud d'Hibernia en 2013, les activités de forage ont débuté au cours du premier trimestre de 2014. L'aménagement de la deuxième phase du projet d'extension sud de White Rose s'est poursuivi au premier trimestre de 2014. Ensemble, ces projets d'extension devraient accroître la production globale et prolonger la vie productive des champs existants dès 2015. Une décision d'autorisation des dépenses pour l'agrandissement supplémentaire de la partie ouest de White Rose est attendue à la fin de 2014.

Rapprochement du résultat opérationnel¹⁾

		Trimestre clos le 31 mars
(en millions de dollars)		2014	2013
Résultat net		1 485	1 094
	Perte de change latente sur la dette libellée en dollars américains	308	146
	Incidence nette de l'abandon du projet de l'usine de valorisation Voyageur2)	-	127
Résultat opérationnel		1 793	1 367

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.
2)	Représente le coût prévu de l'abandon du projet, compte tenu des 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 les prévisions qu'elle avait publiées pour 2014 afin de modifier son hypothèse relative au prix du gaz naturel (AECO - C Spot), le faisant passer de 3,86 $ CA le gigajoule à 4,50 $ CA le gigajoule. Pour de plus amples détails concernant les prévisions révisées de la Société de 2014, les hypothèses sous-jacentes et les facteurs de risque, veuillez consulter suncor.com/fr/investor.

Mesures financières hors PCGR

Le résultat opérationnel et les charges d'exploitation décaissées du secteur Sables pétrolifères sont définis dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion daté du 28 avril 2014 et font 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.

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 notre expérience et de notre 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 redevance 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 réglementaires et des tiers. En outre, tous les autres énoncés et les autres informations 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 : les plans de dépenses en immobilisations de la Société et les priorités correspondantes qu'elle a clairement définies; le renversement prévu du flot d'écoulement du pipeline 9 du réseau d'Enbridge, de pair avec un plus grand accès à l'Est grâce aux réseaux ferroviaires, devrait accroître la rentabilité de la raffinerie de Montréal en donnant à la Société davantage de souplesse lui permettant d'approvisionner la raffinerie de Montréal au moyen d'une gamme complète de pétroles bruts vendus au prix du brut provenant de l'intérieur des terres en 2015; la Société prévoit que les expéditions ferroviaires de brut provenant des terres vers la raffinerie de Montréal devraient atteindre une capacité d'environ 35 000 b/j au deuxième trimestre de 2014; la Société prévoit que les travaux de maintenance planifiés aux Sables pétrolifères seront de moindre envergure que ceux réalisés au cours des exercices précédents, et seront axés sur le maintien et l'optimisation continue de la fiabilité des usines de valorisation en 2014; la Société prévoit la mise en service d'une usine de traitement des eaux liée au secteur Sables pétrolifères - Activités de base au deuxième trimestre de 2014, ce qui devrait réduire la consommation d'eau douce en augmentant la réutilisation et le recyclage des eaux usées; le projet de désengorgement des installations de MacKay River devrait accroître la capacité de production d'environ 20 % pour la porter à 38 000 b/j d'ici la fin de 2015, les premiers barils de pétrole étant attendus au troisième trimestre de 2014; la Société prévoit continuer de travailler en vue de l'obtention, en 2014, d'une décision d'autorisation des dépenses pour le projet d'agrandissement de MacKay River, dont la capacité nominale initiale cible est de 20 000 b/j environ et où la production de pétrole devrait commencer en 2017; la prévision selon laquelle le projet Fort Hills procurera à Suncor environ 73 000 b/j de bitume, la production de pétrole étant prévue pour le quatrième trimestre de 2017 et devant atteindre 90 % de sa capacité prévue dans un délai de 12 mois; la production des premiers barils de pétrole du projet Golden Eagle devrait avoir lieu vers la fin de 2014 ou au début de 2015; les premiers barils de pétrole du projet Hebron devraient être produits en 2017; l'unité du projet d'extension sud d'Hibernia et le projet d'extension sud de White Rose devraient accroître la production globale et prolonger la vie productive des champs existants dès 2015; et une décision concernant l'autorisation des dépenses liées à de nouveaux travaux d'agrandissement visant la partie ouest de White Rose est attendue vers la fin de 2014.

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 oeuvre 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 le désaccord actuel de Suncor avec l'Agence du revenu du Canada ayant trait au règlement de certains contrats dérivés, incluant le risque que Suncor ne puisse faire valoir sa position initiale si elle reçoit un avis de nouvelle cotisation et soit en définitive tenue en conséquence de payer plus d'impôt, et 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; les défaillances de l'infrastructure de tierces parties qui pourraient entraîner des perturbations de la 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 d'attaques de pirates informatiques ou de cyberterroristes, 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, le Résultats du premier trimestre 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 www.sedar.com ou EDGAR au www.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.

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 ou consultez notre blogue FSP.

Le rapport aux actionnaires pour le premier trimestre 2014 de Suncor, les états financiers et les notes (non vérifiés) peuvent être téléchargés à partir de suncor.com/fr/investor/429.aspx.

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