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24 juil. 2012 22h00 HE

Suncor Énergie annonce ses résultats financiers pour le deuxième trimestre de 2012

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 24 juillet 2012) -

Toute l'information financière, sauf indication contraire, est non auditée, présentée en dollars canadiens et a été établie conformément aux mesures financières non définies par les principes comptables généralement reconnus du Canada (les « PCGR »). Certaines mesures financières contenues dans le présent communiqué, à savoir le résultat opérationnel, les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles, les charges opérationnelles décaissées du secteur Sables pétrolifères et le rendement du capital investi (le « RCI »), ne sont pas prescrites par les PCGR. Il convient de se reporter aux rubriques « Rapprochement du résultat opérationnel » et « Mesures financières hors PCGR » du présent communiqué. Les volumes de production sont présentés sur une base de participation directe, avant redevances, à moins d'indication contraire.

Suncor Énergie Inc. a inscrit un résultat opérationnel de 1,258 G$ (0,81 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de l'exercice écoulé, en comparaison de 980 M$ (0,62 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2011. Cette hausse est principalement attribuable à l'accroissement des volumes de production tirée de nos activités en amont, conjugué à la hausse des marges et de l'utilisation des raffineries en aval, ces facteurs ayant été en partie compensés par la diminution des prix obtenus en amont.

Les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles se sont établis à 2,344 G$ (1,51 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2012, contre 1,982 G$ (1,26 $ par action ordinaire) au deuxième trimestre de 2011. Cette augmentation tient essentiellement aux mêmes facteurs qui expliquent le résultat opérationnel.

Le résultat net s'est établi à 333 M$ (0,21 $ par action ordinaire) pour le deuxième trimestre de 2012, en comparaison d'un résultat net de 562 M$ (0,36 $ par action ordinaire) pour le deuxième trimestre de 2011. Le rendement du capital investi a atteint 14,3 % pour la période de 12 mois close le 30 juin 2012, contre 11,1 % pour la période de 12 mois close le 30 juin 2011.

La production totale en amont de Suncor s'est chiffrée en moyenne à 542 400 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) au deuxième trimestre de 2012, en comparaison de 460 000 bep/j au deuxième trimestre de 2011.

Les volumes de production tirés du secteur Sables pétrolifères de Suncor (à l'exclusion de la quote-part de Suncor dans la production de la coentreprise Syncrude) se sont chiffrés en moyenne à 309 200 barils par jour (b/j) au deuxième trimestre de 2012, en comparaison de 243 400 b/j au deuxième trimestre de 2011. Cette hausse s'explique essentiellement par les travaux de maintenance planifiés qui ont été effectués à l'usine de valorisation 2 au trimestre correspondant de l'exercice précédent et par l'accroissement continuel de la production provenant de Firebag en 2012, ces facteurs ayant été en partie compensés par un arrêt non planifié à l'usine de valorisation 2 au premier trimestre de 2012, arrêt qui s'est prolongé jusqu'au deuxième trimestre.

L'accroissement de la production des nouvelles plateformes de puits se déroule comme prévu à Firebag. La production de bitume tirée des activités de la Société à Firebag s'est établie en moyenne à 95 800 b/j au deuxième trimestre de 2012, contre 83 600 b/j au premier trimestre de 2012 et 56 400 b/j au deuxième trimestre de 2011. La production a également progressé grâce à la production de neuf puits intercalaires, laquelle a été traitée aux nouvelles installations de traitement centralisé dont la capacité a été dépassée au cours de la période d'accroissement de la production de la troisième phase.

Les charges opérationnelles décaissées du secteur Sables pétrolifères (à l'exclusion de Syncrude) ont diminué pour s'établir à 39,00 $ par baril au deuxième trimestre de 2012 et à 38,55 $ par baril pour le premier semestre de 2012, en comparaison de 48,40 $ par baril au deuxième trimestre de 2011 et de 41,05 $ par baril pour le premier semestre de 2011. La diminution des charges opérationnelles décaissées par baril s'explique principalement par l'augmentation des volumes de production, le recul des coûts liés aux travaux de maintenance et des coûts énergétiques liés au gaz naturel et l'efficacité accrue découlant du prolongement de la mine dans la région de North Steepbank.

« L'accroissement de la production tirée de Firebag et de North Steepbank démontre clairement nos progrès sur le plan de l'excellence opérationnelle et la gestion des coûts, a déclaré Steve Williams, président et chef de la direction. Notre objectif est d'augmenter de façon constante l'efficacité, la fiabilité et la production. »

La quote-part de Suncor dans la production de la coentreprise Syncrude représente un volume de production moyen de 28 600 b/j pour le deuxième trimestre de 2012, en comparaison de 33 800 b/j pour le trimestre correspondant de 2011. Cette diminution est principalement attribuable aux travaux de maintenance planifiés et non planifiés en 2012.

La production du secteur Exploration et production s'est chiffrée à 204 600 bep/j au deuxième trimestre de 2012, en comparaison de 182 800 bep/j pour le trimestre correspondant de 2011. Cette progression est essentiellement attribuable à la reprise des activités en Libye et à l'amélioration de la fiabilité à Buzzard, ces facteurs ayant été en partie neutralisés par l'arrêt continu des activités de la Société en Syrie en raison de l'agitation politique et des sanctions internationales, ainsi que par le lancement des programmes de maintenance hors station à Terra Nova et à White Rose.

Le secteur Raffinage et commercialisation de Suncor a affiché des ventes de produits raffinés totalisant en moyenne 87 500 mètres cubes par jour (m3/j) pour le deuxième trimestre de 2012, en comparaison de 82 200 m3/j pour le deuxième trimestre de 2011. Le taux d'utilisation des raffineries s'est établi en moyenne à 94 % au deuxième trimestre de 2012, et les raffineries de l'ouest de l'Amérique du Nord ont fonctionné à plein rendement. Au deuxième trimestre de 2012, les charges d'alimentation des raffineries terrestres de Suncor ont diminué par suite d'une baisse de l'ensemble des prix du pétrole brut et de l'augmentation des escomptes des prix du marché par rapport au West Texas Intermediate (WTI).

« La capacité de Suncor de dégager un résultat opérationnel et des flux de trésorerie élevés malgré l'augmentation de l'escompte par rapport au prix du WTI témoigne de la solidité et de la valeur de notre modèle d'affaires intégré, explique M. Williams. Grâce à cette exposition réduite à la volatilité des prix sur le marché et au rendement exceptionnel de nos raffineries de l'ouest de l'Amérique du Nord, Suncor a été en mesure d'afficher des résultats financiers stables au deuxième trimestre. »

Mise à jour concernant notre stratégie et nos activités opérationnelles

Suncor poursuit sa stratégie de croissance, en mettant l'accent sur l'agrandissement de la quatrième phase de Firebag et les projets de son secteur Coentreprises des Sables pétrolifères. Les travaux de construction de la quatrième phase de Firebag se sont déroulés comme prévu pendant le deuxième trimestre. La Société prévoit commencer à injecter de la vapeur dans les nouvelles plateformes de puits au quatrième trimestre de 2012 et mettre ces installations en production au début du premier trimestre de 2013. Elle prévoit aussi présenter en 2013 un plan de mise en valeur pour chacun des projets de l'usine de valorisation Voyageur, de la mine Fort Hills et de la mine Joslyn North au conseil d'administration de Suncor pour approbation. La mise en valeur de chacun de ces projets demeure soumise à l'approbation des propriétaires de coentreprises se rapportant aux projets.

Suncor a aussi poursuivi la mise en œuvre d'autres projets d'investissement stratégique. La Société a terminé le projet d'infrastructure de gestion des résidus (TROMC), qui est entrée en service. Dans le cadre du procédé TROMC, les résidus fins fluides sont transformés plus rapidement en sols fermes pouvant être remis en état. Toujours dans notre secteur Sables pétrolifères, la Société procède actuellement au démarrage de l'unité d'hydrotraitement et de l'usine d'hydrogène du nouveau projet Millennium Naphtha Unit (MNU), qui devrait fonctionner à plein régime au troisième trimestre de 2012. La Société prévoit que le projet MNU stabilisera la capacité de valorisation secondaire et donnera plus de souplesse pendant les activités de maintenance visant les unités de valorisation secondaires au cours des trimestres à venir.

« Nous progressons sans cesse dans nos projets d'investissement, explique M. Williams. Le degré d'avancement de nos travaux de construction de la quatrième phase d'agrandissement de Firebag, qui sont achevés à 90 %, et l'implantation de l'infrastructure TROMC témoignent de notre approche disciplinée en matière d'exécution de projet. Je suis particulièrement fier de nos réalisations concernant le procédé TROMC : ce projet constitue une nouvelle avancée pour le secteur de l'extraction des sables pétrolifères. Cette nouvelle technologie et les dépenses en immobilisations de la Société en vue de restructurer les activités de traitement des résidus permettront à Suncor d'annuler la construction de cinq nouveaux bassins de résidus. »

Dans le secteur Côte Est du Canada, l'Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers a approuvé la demande concernant le plan de développement d'Hebron. Suncor s'attend à ce que les propriétaires des coentreprises du projet Hebron prennent une décision définitive quant à l'autorisation des dépenses à la fin de 2012 ou au début de 2013. Le programme étendu de maintenance à quai du navire de production, de stockage et de déchargement (« navire PSD ») de Terra Nova, dont la durée est estimée à 21 semaines, a commencé en juin. Les travaux prévus comprennent le remplacement de la tête d'injection d'eau du navire PSD et le remplacement de l'infrastructure sous-marine entrepris pour tenter de régler les problèmes liés à la présence de sulfure d'hydrogène. Le programme de maintenance hors station prolongé d'une durée estimative de 18 semaines du navire PSD de White Rose, qui vise à régler les problèmes du système de propulsion du navire PSD, a commencé en mai. Les deux programmes de maintenance se déroulent dans les délais prévus.

Du côté des activités extracôtières du secteur International, l'amélioration de la fiabilité de Buzzard s'est traduite par des volumes de production de 57 900 bep/j au deuxième trimestre de 2012. Au large de la Norvège, le deuxième puits d'évaluation portant sur le nouveau gisement découvert dans la zone Beta n'a pas permis de trouver d'hydrocarbures. Ce puits a été foré dans le cadre d'un programme d'évaluation continu qui comprend les projets d'acquisition de nouvelles données sismiques et de forage d'autres puits d'évaluation en 2013 et en 2014.

En ce qui a trait aux autres activités du secteur International, le cas de force majeure aux termes des obligations contractuelles de la Société en Libye a été levé, y compris en ce qui a trait à ses activités de prospection. Suncor évalue actuellement sa capacité de reprendre ses activités de prospection au deuxième semestre de 2012. Elle est toujours en discussion avec National Oil Corporation et ses partenaires de coentreprises, tandis que la reprise et la stabilisation de la production se poursuivent. La production provenant de la Libye s'est établie en moyenne à 42 700 bep/j au cours du deuxième trimestre de 2012.

En décembre 2011, la Société a déclaré une situation de force majeure aux termes de ses obligations contractuelles en Syrie en raison de l'agitation politique et des sanctions internationales touchant le pays. La Société n'a donc constaté aucune production en Syrie en 2012. La situation ne s'étant pas améliorée en Syrie, la Société n'a aucune certitude quant au moment où les activités pourront reprendre, ni même si cela sera possible. En se fondant sur une évaluation des flux de trésorerie nets futurs attendus en fonction de divers scénarios, la Société a constaté des pertes de valeur et de sorties de 694 M$ à l'égard de ses actifs en Syrie au deuxième trimestre de 2012. Compte tenu de ces ajustements, la valeur comptable de l'actif net de Suncor en Syrie s'est établie à environ 250 M$ au 30 juin 2012.

Dans le secteur Amérique du Nord (activités terrestres), la production de certains champs du nord-est de la Colombie-Britannique et du sud-est de l'Alberta a été interrompue en raison de la diminution des prix du gaz naturel et de la fermeture définitive de l'usine de traitement d'un tiers. Ces champs ont représenté une production supplémentaire d'environ 23 millions de pieds cubes par jour d'équivalent de gaz naturel au deuxième trimestre de 2011.

Suncor poursuit son programme visant à redistribuer de la valeur aux actionnaires. Au 20 juillet 2012, la Société avait redistribué, depuis le début de 2012, 1,237 G$ aux actionnaires dans le cadre de rachats d'actions d'une valeur de 872 M$ et de versements de dividendes de 365 M$. À l'heure actuelle, la société est autorisée à racheter au plus 1 G$ de ses actions ordinaires en 2012. Le dividende du deuxième trimestre de la Société s'est établi à 0,13 $ par action ordinaire, contre 0,11 $ au premier trimestre de 2012, ce qui représente une hausse de 18 %.

Prévisions de la Société

Suncor a révisé les prévisions qu'elle avait publiées le 30 avril 2012. Les principaux changements apportés aux prévisions de la Société comprennent ce qui suit:

  • Une augmentation de la production prévue pour le secteur International, par suite de la reprise de la production en Libye et de l'arrêt des activités en Syrie.

  • Un rétrécissement des fourchettes dans les prévisions concernant la production du secteur Sables pétrolifères, qui reflète les travaux de maintenance non planifiés aux installations de valorisation au cours du premier semestre de 2012. Les changements de prévision des ventes de pétrole brut synthétique et de bitume rendent compte de la modification de la composition des ventes pour le premier semestre de 2012.

  • Une diminution des prix obtenus pour l'ensemble des ventes de pétrole brut du secteur Sables pétrolifères est attribuable à l'augmentation de la proportion globale de ventes de bitume pour le premier semestre de 2012 et à l'accroissement des escomptes par rapport au prix de référence pour le pétrole brut provenant l'Ouest canadien, situation qui reflète les prévisions concernant les conditions du marché. L'intégration de Suncor et des raffineries terrestres du secteur Raffinage et commercialisation devrait pallier cette diminution des prix obtenus en diminuant les charges d'alimentation.
Prévisions pour l'exercice
complet établies au
30 avril 2012
Prévisions pour l'exercice
complet modifiées au
24 juillet 2012
Résultats réels pour le
semestre clos le
30 juin 2012
Production totale de Suncor (bep/j) 530 000 - 580 000 540 000 - 580 000 552 200
Sables pétrolifères(1) (b/j)
Production 325 000 - 355 000 325 000 - 345 000 307 500
Ventes
Pétrole brut synthétique 299 000 - 327 000 280 000 - 295 000 271 000
Diesel 10 % 10 % 11 %
Peu sulfureux 35 % 35 % 35 %
Sulfureux 55 % 55 % 54 %
Bitume 26 000 - 28 000 45 000 - 50 000 42 100
Prix obtenus pour l'ensemble des ventes de pétrole brut WTI à Cushing moins
10,00 $ CA à 15,00 $ CA
le baril
WTI à Cushing moins
13,00 $ CA à 18,00 $ CA
le baril
WTI à Cushing moins
13,63 $ CA
le baril
International
Production (bep/j) 67 000 - 75 000 77 000 - 85 000 98 300
(1) Compte non tenu de la quote-part de Suncor au titre de la production et des charges opérationnelles de la coentreprise Syncrude.

Des hypothèses prévisionnelles ont aussi été modifiées. Pour plus de détails concernant les prévisions révisées de Suncor pour 2012, se reporter au site Web de la Société, à www.suncor.com/guidance-fr.

Rapprochement du résultat opérationnel(1)
Trimestres clos les
30 juin
Semestres clos les
30 juin
(en millions de dollars) 2012 2011 2012 2011
Résultat net déjà présenté 333 562 1 790 1 590
Perte (profit) de change latent sur la dette à long terme libellée en dollars américains 143 (54 ) 15 (216 )
Pertes de valeur(2) 694 514 694 514
Incidence des ajustements du taux d'imposition sur l'impôt différé(3) 88 - 88 442
(Profit) perte à la cession d'actifs importants - (42 ) - 128
Résultat opérationnel 1 258 980 2 587 2 458
(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 mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du présent communiqué.
(2) L'ajustement pour 2012 reflète la dépréciation d'actifs en Syrie. L'ajustement pour 2011 reflète la dépréciation d'actifs en Libye.
(3) L'ajustement pour 2012 rend compte de l'élimination de la réduction prévue du taux général d'imposition des sociétés en Ontario. L'ajustement de 2011 rend compte de l'augmentation du taux d'imposition britannique des profits tirés d'activités pétrolières et gazières en mer du Nord.

Mises en garde, hypothèses et facteurs de risqué

Les rubriques « Mise à jour concernant notre stratégie et nos activités opérationnelles » et « Prévisions de la Société » présentées précédemment renferment de l'information de nature prospective qui fait intervenir plusieurs risques et incertitudes, dont bon nombre sont indépendants de la volonté de Suncor, notamment ceux énoncés ci-après. Voir également la rubrique « Mise en garde - renseignements de nature prospective » du présent communiqué pour des informations complémentaires sur les autres risques et hypothèses sous-jacents aux présents renseignements de nature prospective.

Les hypothèses posées pour établir les perspectives du secteur Sables pétrolifères et de Syncrude pour l'exercice 2012 complet se rapportent notamment aux projets visant à améliorer la fiabilité et à accroître l'efficience des activités, qui devraient nous permettre de réduire au minimum les travaux de maintenance non planifiés au deuxième semestre de 2012. Les hypothèses concernant les secteurs Amérique du Nord - activités terrestres, Côte Est du Canada et International pour les perspectives pour l'exercice 2012 complet comprennent le rendement du gisement, les résultats des forages, la fiabilité des installations et l'exécution sans heurt des travaux de maintenance planifiés. Les facteurs susceptibles d'influer sur les prévisions de Suncor pour l'exercice 2012 complet comprennent les suivants, sans en exclure d'autres :

  • L'approvisionnement en bitume. Une diminution temporaire de la qualité du minerai devrait avoir une incidence sur les activités d'extraction jusqu'au quatrième trimestre de 2012. En outre, l'approvisionnement en bitume pourrait varier selon les travaux de maintenance non planifiés devant être effectués à l'égard du matériel minier et des usines d'extraction, le stockage des résidus et le rendement des réservoirs in situ.

  • 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 travaux de maintenance non planifiés. Les taux de production de pétrole brut synthétique du secteur Sables pétrolifères sont tributaires de la réussite du démarrage de l'usine d'hydrogène du projet MNU.

  • Les travaux de maintenance non planifiés. Les estimations de production sont susceptibles d'être touchées si des travaux non planifiés sont nécessaires - mines, installations d'extraction, usines de valorisation, raffineries, pipelines ou plateformes extracôtières.

  • Les travaux de maintenance planifiés. La production prévue, y compris les taux de pétrole brut synthétique, pourrait ne pas être atteinte si les travaux de maintenance planifiés, comme ceux actuellement prévus en 2012 pour les secteurs Sables pétrolifères et Exploration et production, sont touchés par des imprévus ou ne sont pas exécutés avec efficacité.

  • Le prix des marchandises. Une baisse du prix des marchandises pourrait nous forcer à revoir à la baisse nos prévisions de production ou nos projets de dépenses en immobilisations.

  • Les activités menées à l'étranger. Les activités que Suncor exerce à l'étranger ainsi que les actifs utilisés pour les besoins de ces activités sont exposés à plusieurs risques d'ordre politique, économique et socioéconomique.

Mesures financières hors PCGR

Toute l'information financière a été établie conformément aux PCGR canadiens, sauf indication contraire, au moyen de méthodes comptables conformes au cadre conceptuel des Normes internationales d'information financière (les « IFRS »), telles qu'elles sont publiées par le Conseil des normes comptables internationales, prescrites par la Partie I du Manuel de l'ICCA publié par l'Institut Canadien des Comptables Agréés.

Certaines mesures financières contenues dans le présent communiqué, à savoir le résultat opérationnel, les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles, les charges opérationnelles décaissées du secteur Sables pétrolifères et le rendement du capital investi (le « RCI »), ne sont pas prescrites par les PCGR. Les charges opérationnelles décaissées du secteur Sables pétrolifères sont définies dans la mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR du rapport de gestion de Suncor daté du 24 juillet 2012 (le « 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. Les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles 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 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. 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 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 renferme des énoncés prospectifs et d'autres renseignements 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, 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 capital 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 utiles des approbations des autorités réglementaires et des tiers. Tous les énoncés et les autres renseignements 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 prévisions courantes et futures en matière de dépenses, de prix des marchandises, de coûts, de calendriers, de volumes de production, de résultats opérationnels et de 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 à », «prévisions », « anticipé », « estimé », « planifie », « prévu », « croit », « projette », « pourrait », « perspectives », « cible », « objectif » et autres expressions analogues.

Les énoncés prospectifs formulés dans le présent communiqué font référence aux éléments suivants : la prévision selon laquelle la Société amorcera la mise en service de nouvelles plateformes de puits au quatrième trimestre de 2012 à Firebag et la mise en production au début du premier trimestre de 2013; les décisions relatives aux projets d'usine de valorisation Voyageur, de Fort Hills et de Joslyn North, de même que de Hebron en vue de leur sanction; la prévision selon laquelle le projet MNU sera entièrement opérationnel d'ici le troisième trimestre de 2012 et l'attente qu'il stabilisera la capacité de valorisation secondaire et procurera de la flexibilité en vue des activités de maintenance des unités de valorisation secondaire au cours des trimestres futurs; le programme de maintenance à quai du NPSD Terra Nova d'une durée estimée à 21 semaines, qui comprendra le remplacement de la tête d'injection d'eau du NPSD et de l'infrastructure sous-marine; le programme de maintenance hors station du NPSD White Rose d'une durée estimée à 18 semaines, principalement pour régler les problèmes du système de propulsion; le programme d'évaluation de Suncor au large de la Norvège qui inclut des plans visant à acquérir de nouvelles données sismiques et à terminer le forage de puits d'évaluation en 2013 et 2014; et l'évaluation par Suncor de la baisse de valeur des actifs en Syrie, incluant les montants comptabilisés comme baisse de valeur et radiations au deuxième trimestre de 2012 et la valeur comptable de tels actifs en date du 30 juin 2012.

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, 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; 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;
la possibilité que les systèmes informatiques de Suncor soient la cible d'infractions à la sécurité commises par des pirates informatiques ou des cyberterroristes et la non-disponibilité de tels systèmes ou leur incapacité de fonctionner comme prévu par suite de telles infractions; 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 et la notice annuelle de Suncor sur formulaire 40-F datée du 1er mars 2012, le rapport annuel aux actionnaires 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 3Y7, 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.

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 peut être trompeuse comme indication de la valeur.

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

Le rapport complet du deuxième trimestre de 2012 de Suncor à l'intention des actionnaires ainsi que les états financiers et les notes (non audités) peuvent être téléchargés à partir de www.suncor.com/financialreporting.

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

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