Suncor Énergie annonce ses résultats financiers pour le quatrième trimestre de 2011

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 31 jan. 2012) -

Les informations financières ne sont pas vérifiées et elles sont présentées en dollars canadiens, sauf indication contraire. 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 ») prescrites par la Partie I du Manuel de l'ICCA publié par l'Institut Canadien des Comptables Agréés. Pour les périodes précédentes, la Société établissait ses états financiers consolidés conformément aux principes comptables généralement reconnus du Canada qui étaient en vigueur avant le 1^er janvier 2011. Les chiffres comparatifs de l'exercice 2010 de Suncor ont été retraités afin qu'ils soient conformes aux IFRS. L'incidence de la transition aux IFRS sur les états financiers de la Société présentés antérieurement pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2010 sont présentés dans les notes afférentes aux états financiers consolidés intermédiaires non audités de la Société contenus dans le rapport aux actionnaires pour le quatrième trimestre 2011 daté du 31 janvier 2012 (le rapport du quatrième trimestre). Les volumes de production sont présentés sur une base de participation directe, avant les redevances, sauf indication contraire.

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. Des rapprochements du résultat opérationnel, défini à la rubrique « Mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR », avec le résultat net établi selon les PCGR sont présentés aux rubriques « Information financière consolidée » et « Résultats sectoriels et analyse » du rapport du quatrième trimestre. Les charges opérationnelles décaissées du secteur Sables pétrolifères sont décrites et font l'objet d'un rapprochement à la sous-rubrique « Sables pétrolifères » de la rubrique « Résultats sectoriels et analyse » du rapport du quatrième trimestre. Les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles et le RCI font l'objet de rapprochements à la rubrique « Mise en garde concernant les mesures financières hors PCGR » du rapport du quatrième trimestre. 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. Nous avons inclus ces mesures financières hors PCGR parce que la direction les utilise pour analyser la performance opérationnelle, l'endettement et la liquidité. Par conséquent, ces mesures ne doivent pas être utilisées hors contexte ni comme des substituts aux mesures de rendement établies conformément aux PCGR.

Suncor Énergie Inc. a inscrit un résultat net de 1,427 G$ (0,91 $ par action ordinaire) pour le quatrième trimestre de 2011, en comparaison d'un résultat net de 1,286 G$ (0,82 $ par action ordinaire) pour le quatrième trimestre de 2010. Le résultat opérationnel, qui se calcule en ajustant le résultat net en fonction d'éléments importants qui ne sont pas représentatifs du rendement opérationnel, a augmenté pour atteindre 1,427 G$ (0,91 $ par action ordinaire) au quatrième trimestre de 2011, en comparaison de 808 M$ (0,52 $ par action ordinaire) au quatrième trimestre de 2010.

Cette hausse est principalement attribuable à la hausse des prix moyens réalisés en amont. En conséquence, le rendement du capital investi (RCI) a atteint 13,8 % pour la période de 12 mois close le 31 décembre 2011, du jamais vu depuis la fusion avec Petro-Canada.

Les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles se sont établis à 2,650 G$ (1,69 $ par action ordinaire) au quatrième trimestre de 2011, contre 2,132 G$ (1,36 $ par action ordinaire) au quatrième trimestre de 2010. Cette augmentation tient essentiellement aux mêmes facteurs qui ont entraîné la hausse du résultat opérationnel.

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) ont atteint en moyenne 326 500 barils par jour (b/j) au quatrième trimestre de 2011, ce qui représente une légère hausse par rapport à la production de 325 900 b/j au quatrième trimestre de 2010. La production du quatrième trimestre de 2011 s'est composée d'un pourcentage plus élevé de pétrole brut synthétique peu sulfureux, en raison de la grande fiabilité des unités de valorisation.

La production totale en amont de Suncor s'est chiffrée en moyenne à 576 500 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) au quatrième trimestre de 2011, en comparaison de 625 600 bep/j au quatrième trimestre de 2010. La diminution des volumes de production s'explique par les cessions d'actifs non essentiels réalisées en 2010 et en 2011, par la production plus faible en Libye durant la période de redémarrage de la production (après la levée des sanctions) et par les pannes opérationnelles survenues aux installations de Syncrude.

« En 2011, nous avons continué de mettre l'accent sur l'excellence opérationnelle, ce qui a donné lieu à une forte hausse de la fiabilité à l'échelle de la Société et à des niveaux de production record dans le secteur des Sables pétrolifères, a déclaré Rick George, chef de la direction. Après avoir mené, à notre deuxième unité de valorisation, le plus vaste programme de travaux de maintenance de notre histoire, nous avons connu nos deux meilleurs trimestres à ce jour pour ce qui est de la production du secteur des Sables pétrolifères, qui a culminé au record mensuel de 345 000 barils par jour en décembre. »

La production moyenne de bitume in situ de la Société s'est chiffrée à 101 400 b/j au quatrième trimestre de 2011, en comparaison de 85 800 b/j au quatrième trimestre de 2010. L'augmentation est principalement attribuable à l'accroissement de la production qui a résulté de la mise en service de la première plateforme de puits de l'agrandissement de la phase 3 de Firebag et du récent creusage de puits intercalaires à l'emplacement de plateformes de puits existantes. À la fin de l'exercice, la production de bitume in situ de Suncor était de 111 000 b/j. Pour ce qui est des activités d'exploitation minière de la Société, l'extraction du minerai dans le prolongement nord de la mine de Steepbank a commencé à la fin décembre.

Les charges opérationnelles décaissées du secteur Sables pétrolifères (à l'exclusion de Syncrude) se sont établies à 39,60 $ par baril au quatrième trimestre de 2011, en comparaison de 36,70 $ par baril au quatrième trimestre de 2010. Cette augmentation s'explique par la hausse des charges opérationnelles décaissées totales in situ, les nouveaux actifs mis en service dans le cadre de la troisième phase d'agrandissement de Firebag ayant permis d'accélérer la cadence de production.

La quote-part de Suncor dans la production de la coentreprise Syncrude lui a rapporté un volume de production moyen de 30 300 b/j pour le quatrième trimestre de 2011, en comparaison de 37 900 b/j pour le trimestre correspondant de 2010. La cadence de production de Syncrude a été ralentie pendant une bonne partie du trimestre, en raison des travaux de maintenance effectués à l'égard d'une unité d'hydrogène et des problèmes opérationnels survenus à une unité de cokéfaction.

La production du secteur Exploration et production s'est chiffrée à 219 700 bep/j au quatrième trimestre de 2011, en comparaison de 261 800 bep/j au quatrième trimestre de 2010. Le recul de la production s'explique principalement par les cessions d'actifs non essentiels réalisées au cours de la dernière année, une production supplémentaire d'environ 26 000 bep/j ayant été tirée de ces actifs au quatrième trimestre de 2010, ainsi que par la plus faible production en Libye durant la phase de remise en marche des activités de production dans ce pays après la levée des sanctions.

Le secteur Raffinage et commercialisation de Suncor a affiché des ventes de produits raffinés totalisant en moyenne 81 600 mètres cubes par jour (m³/j) pour le quatrième trimestre de 2011, en comparaison de 89 200 m³/j pour le quatrième trimestre de 2010. La baisse du volume des ventes s'explique principalement par le plus faible débit de traitement enregistré à la raffinerie d'Edmonton en raison de problèmes d'approvisionnement en hydrogène auprès du fournisseur tiers et par le fléchissement de la demande de mazout de chauffage observé dans l'est du Canada en raison du temps plus clément.

Suncor a inscrit un résultat net de 4,304 G$ (2,74 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2011, en comparaison d'un résultat net de 3,829 G$ (2,45 $ par action ordinaire) pour l'exercice clos le 31 décembre 2010. Le résultat opérationnel s'est accru en 2011 pour s'établir à 5,674 G$ (3,61 $ par action ordinaire), en comparaison de 2,634 G$ (1,69 $ par action ordinaire) en 2010. Les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles ont atteint 9,746 G$ en 2011 (6,20 $ par action ordinaire) en 2011, en hausse comparativement à ceux de 2010, qui s'étaient établis à 6,656 G$ (4,25 $ par action ordinaire).

« Le modèle d'affaires intégré de Suncor a révélé sa pleine valeur en 2011. En effet, il a permis de maximiser les marges réalisées sur nos barils de pétrole alors que l'instabilité économique et la volatilité sur les marchés des marchandises persistaient partout dans le monde, a déclaré Steve Williams, président et chef de l'exploitation. En dépit de cette volatilité, le résultat opérationnel annuel de Suncor a plus que doublé comparativement à 2010, et nos flux de trésorerie annuels provenant des activités opérationnelles ont atteint des niveaux record, ce qui est de très bon augure pour la performance financière future de la Société. »

Faits saillants du quatrième trimestre

Suncor a inscrit un autre trimestre vigoureux en ce qui a trait au résultat opérationnel et aux flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles:

• Le résultat net consolidé s'est établi à 1,427 G$ pour le quatrième trimestre de 2011, en comparaison de 1,286 G$ pour le quatrième trimestre de 2010.
• Le résultat opérationnel du quatrième trimestre de 2011 s'est établi à 1,427 G$, en comparaison de 808 M$ pour le quatrième trimestre de 2010.
• Les flux de trésorerie provenant des activités opérationnelles se sont établis à 2,650 G$ au quatrième trimestre de 2011, contre 2,132 G$ au quatrième trimestre de 2010.
• Le RCI (à l'exclusion des projets majeurs en cours) s'est élevé à 13,8 % pour la période de 12 mois close le 31 décembre 2011, en comparaison de 11,4 % pour la période de 12 mois close le 31 décembre 2010.
• La dette nette s'établissait à 7,0 G$ au 31 décembre 2011, en baisse par rapport à celle de 11,3 G$ inscrite au 31 décembre 2010.

Au début de décembre, le chef de la direction de Suncor, Rick George, a annoncé son intention de prendre sa retraite, après avoir passé plus de 20 ans à la barre de la Société. Steve Williams, chef de l'exploitation de Suncor, a été nommé président et membre du conseil d'administration de la Société, et il remplira le rôle de chef de la direction après le départ à la retraite de M. George, en mai 2012.

La production tirée du secteur Sables pétrolifères (à l'exclusion de Syncrude) pour le mois de décembre 2011 a atteint le niveau moyen record de 345 000 b/j, et la production de pétrole peu sulfureux a compté pour 46 % du volume des ventes du quatrième trimestre de 2011, ce qui représente le plus fort pourcentage moyen pour un trimestre ayant été enregistré par la Société en deux ans. La production de bitume issue des installations in situ s'est établie en moyenne à 101 400 b/j pour le trimestre, ce qui comprend la nouvelle production tirée de la première plateforme de puits de la troisième phase d'agrandissement du projet Firebag et des nouveaux puits intercalaires mis en service dans le cadre de ce projet. À la fin de 2011, la production de bitume des installations in situ de Suncor se chiffrait à 111 000 b/j, en hausse d'environ 30 % par rapport à la production moyenne enregistrée pour le quatrième trimestre de 2010.

La Société a commencé à extraire du minerai dans le prolongement nord de la mine de Steepbank à la fin de décembre. L'unité d'hydrogène du projet Millenium Naphta Unit (MNU) a commencé à produire de l'hydrogène, et il est prévu qu'elle atteindra sa pleine capacité nominale au premier trimestre de 2012.

Les activités de production de la coentreprise de la Société en Libye ont repris avec succès à trois des cinq champs, et Suncor a commencé à recevoir des paiements relatifs à des ventes de pétrole brut. La Société a confiance que les affaires reprendront au pays.

Alors que l'agitation fomentait toujours en Syrie, d'autres sanctions ont été imposées, si bien que Suncor a déclaré un cas de force majeure aux termes de ses obligations contractuelles et a interrompu ses activités dans ce pays. Par conséquent, elle a cessé d'inscrire toute production et tout revenu provenant de ses actifs situés en Syrie. La Société continue de se conformer à toutes les sanctions applicables.

Par suite d'améliorations sur le plan de la fiabilité et de l'exploitation, Suncor a révisé à la hausse les capacités nominales de la raffinerie de Montréal et de la raffinerie de Commerce City, lesquelles sont respectivement passées de 130 000 b/j à 137 000 b/j et de 93 000 b/j à 98 000 b/j à compter du 1^er janvier 2012.

Dans le cadre du programme de rachat d'actions de Suncor, lancé en septembre 2011, la Société a racheté 17,1 millions d'actions et a remis 500 M$ aux actionnaires. Même si le programme de rachat d'actions a nécessité d'importantes sorties de fonds, les soldes de trésorerie de Suncor ont augmenté au cours du quatrième trimestre de 2011, pour atteindre 3,8 G$.

Mise à jour des dépenses en immobilisations

Pour le quatrième trimestre de 2011, les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration du secteur Sables pétrolifères ont totalisé 1,270 G$. Les dépenses de croissance du trimestre écoulé ont été affectées essentiellement aux projets suivants :

• En ce qui concerne la troisième phase d'agrandissement de Firebag, les dépenses en immobilisations engagées au cours du quatrième trimestre de 2011 se sont chiffrées à 70 M$, ce qui porte le total des dépenses relatives à ce projet à 4,370 G$. La Société estime que le coût total de réalisation de ce projet s'élèvera à 4,4 G$. La Société a commencé à injecter la vapeur dans les deuxième et troisième plateformes de puits, et elle s'attend à enregistrer la première production de bitume provenant de ces puits au premier semestre de 2012. Le volume de production provenant de la troisième phase d'agrandissement continue d'augmenter graduellement, et la Société prévoit atteindre la pleine capacité de production au deuxième semestre de 2013. La Société prévoit également achever et mettre en service les installations de cogénération de la troisième phase au premier trimestre de 2012.
• En ce qui a trait à la quatrième phase d'agrandissement de Firebag, les dépenses en immobilisations engagées au cours du quatrième trimestre de 2011 se sont élevées à 172 M$, ce qui porte à 1,2 G$ le total des dépenses affectées à ce projet. La Société estime à 2,0 G$ (+10 %/-10 %) le total des coûts qui devront être engagés pour mener à bien ce projet. La construction de l'infrastructure, des installations de cogénération, des installations de traitement centralisé et des deux plateformes d'exploitation s'est poursuivie au quatrième trimestre de 2011. La Société prévoit commencer la production vers la fin du premier trimestre de 2013.
• Au projet MNU, l'unité d'hydrogène a commencé à produire de l'hydrogène, et il est prévu qu'elle atteindra sa pleine capacité nominale au premier trimestre de 2012. L'unité d'hydrotraitement du projet MNU devrait être mise en service au cours du deuxième trimestre de 2012. Cette capacité d'hydrotraitement supplémentaire devrait procurer une plus grande souplesse opérationnelle pour la valorisation secondaire à court terme, tout en permettant de soutenir la croissance de la production issue de la valorisation secondaire à long terme.
• Suncor a commencé à extraire du minerai dans le prolongement nord de la mine de Steepbank vers la fin de 2011, et les travaux devraient s'intensifier au cours des 12 prochains mois. Ce projet, désigné comme le projet NSE, vise la mise en valeur d'une nouvelle zone de ressource et devrait permettre d'accroître la productivité de l'ensemble des activités d'exploitation minière et de réduire les charges opérationnelles en évitant les engorgements à la mine Millenium et en réduisant les distances moyennes de transport.

Le reste des dépenses en immobilisations du secteur Sables Pétrolifères ont été affectées à la remise en branle du projet Fort Hills et du projet de l'usine de valorisation Voyageur, aux travaux de construction liés au projet d'infrastructure TRO^MC et aux installations de séchage de résidus, aux travaux de reconditionnement d'une unité de cokéfaction entrepris au troisième trimestre, au forage de puits intercalaires au projet Firebag, et aux travaux liés aux nouveaux puits de MacKay River.

Le secteur Exploration et production a engagé des dépenses en immobilisations et des frais d'exploration totalisant 263 M$ au quatrième trimestre de 2011, principalement pour la mise en valeur de la zone Golden Eagle, de l'extension sud d'Hibernia et de la zone Hebron, pour le forage de puits de déviation portant sur le nouveau gisement découvert dans la zone Butch, dans la partie de la mer du Nord se trouvant au large de la Norvège, pour les mesures entreprises à Terra Nova afin de remédier à la présence d'H₂S, ainsi que pour les activités de forage du secteur Amérique du Nord (activités terrestres) menées dans la zone Wilson Creek de la formation pétrolière Cardium et dans la zone Kobes de la formation de Montney.

Les dépenses en immobilisations du secteur Raffinage et commercialisation ont totalisé 221 M$ au quatrième trimestre de 2011. Elles ont été affectées à divers projets, dont un projet visant à réduire la teneur en benzène de l'essence produite à la raffinerie de Commerce City. De plus, la Société a achevé les travaux de construction liés au projet d'énergie éolienne Wintering Hills d'une capacité de 88-MW, qui fonctionnait à plein régime à la fin novembre.

Mise en garde - renseignements de nature prospective

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, 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 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 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 », « anticipe », « estime », « planifie », « prévu », « a l'intention de », « croit », « projette », « indique », « pourrait », « se concentre sur », « vision », « but », « perspectives », « proposé », « cible », « objectif » et autres expressions analogues. Les énoncés prospectifs formulés dans le présent communiqué font référence aux éléments suivants :

• La production de l'unité d'hydrogène dans le cadre du projet MNU devrait atteindre la pleine capacité nominale au premier trimestre de 2012.

• La Société estime à 4,4 G$ le coût total de la troisième phase de Firebag et à 2,0 G$ (+10 %/-10 %) celui de la quatrième phase de Firebag.

• La production de bitume des deuxième et troisième emplacements de puits de la troisième phase d'agrandissement de Firebag devrait commencer au cours du premier semestre de 2012.

• La pleine capacité de production de la troisième phase d'agrandissement devrait être atteinte au cours du deuxième semestre de 2013.

• La production de la quatrième phase d'agrandissement de Firebag devrait commencer vers la fin du premier trimestre de 2013.

• La Société prévoit achever et mettre en service les installations de cogénération de la troisième phase de Firebag au premier trimestre de 2012.

• L'unité d'hydrotraitement de naphta du projet MNU devrait être mise en service au deuxième trimestre de 2012. La capacité d'hydrotraitement additionnelle devrait permettre une souplesse opérationnelle accrue pour la valorisation secondaire à court terme, tout en soutenant la croissance supérieure de la production de la valorisation secondaire à long terme; et

• Les prévisions de Suncor selon lesquelles ses activités dans le prolongement nord de la mine Steepbank augmenteront graduellement au cours des douze prochains mois et la productivité de l'ensemble des activités d'exploitation minière s'accroîtra en raison de la réduction des engorgements et des distances moyennes de transport.

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; 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 de Suncor, 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; 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; le risque de ne pas réaliser les synergies ou les économies de coûts prévus; les risques liés à l'intégration de Suncor et de Petro-Canada après la fusion; et l'évaluation inexacte de la valeur des actifs acquis et des passifs épongés dans le cadre de la fusion avec Petro-Canada. Tous ces facteurs importants ne sont pas exhaustifs.

Le rapport aux actionnaires du quatrième trimestre de 2011, la dernière notice annuelle déposée par Suncor sur formulaire 40-F, 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 Inc. 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 Inc., veuillez visiter notre site Web au www.suncor.com.

Le rapport complet du quatrième trimestre de 2011 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/rapportsfinanciers.

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