Se déroulant dans le nord-est de l’Alberta, nos activités d’exploitation des sables pétrolifères constituent la base de nos activités actuelles et la pierre angulaire de notre croissance, avec de vaste ressources de 6,1 milliards de barils de réserves et de 17,8 milliards de barils de ressources éventuelles.*

Nos activités d’exploitation des sables pétrolifères produisent du bitume récupéré des sables pétrolifères au moyen de techniques minières et in situ, puis le valorisent en le transformant en charges d’alimentation de raffineries, en combustible diesel et en produits dérivés. Notre stratégie de croissance à long terme et notre engagement en matière de développement responsable donnent à Suncor son caractère unique. Même si nous continuons d’accroître notre exploitation, nous faisons tout en notre pouvoir pour réduire notre empreinte environnementale et contribuer au bien-être des collectivités dans lesquelles nous exerçons nos activités.

Nos activités d’exploitation des sables pétrolifères sont appuyées par la production de gaz naturel classique qui compense la consommation énergétique à nos installations des sables pétrolifères et des actifs internationaux et extracôtiers qui, selon nos prévisions, procureront un flux de trésorerie stable, à faibles coûts pour financer nos futurs projets de croissance dans le secteur Sables pétrolifères.

De plus, nous possédons et exploitons quatre raffineries (affichant une capacité combinée de 455 000 barils par jour), une usine de lubrifiants et un important réseau d’établissements de ventes au détail (regroupant plus de 1 500 établissements) qui relient notre secteur Sables pétrolifères au marché de l’énergie en pleine croissance en Amérique du Nord.

Nos investissements dans des projets éoliens et de production de biocarburants constituent une part importante du plan d'action sur le changement climatique de Suncor. En 2010, Suncor a marqué un jalon important dans l’industrie, devenant la première société d’exploitation des sables pétrolifères à achever la remise en état de la surface d’un bassin de résidus, une étape clé en vue du retour à l’état naturel de ce bassin. La Société a également reçu l’approbation pour mettre en œuvre une nouvelle technologie de gestion des résidus — appelée TRO_MC — à ses installations existantes. Nous prévoyons investir plus de 1 milliard $ pour mettre en œuvre cette technologie, ce qui pourrait réduire de plusieurs décennies le délai de remise en état et accélérer la restauration de l’habitat naturel aux installations minières d’exploitation des sables pétrolifères.

Pour de plus amples renseignements, veuillez communiquer avec l’équipe Relations avec les investisseurs de Suncor Énergie :

• Composez le 1-800-558-9071, ou
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* L’information sur les réserves et celle sur les ressources éventuelles tient compte de la participation directe de Suncor (exploitée ou non exploitée) avant réduction des redevances, sans inclure aucun droit de redevances de Suncor, et est présentée en date du 31 décembre 2010. Pour plus de renseignements, prière de consulter la Notice annuelle courante de Suncor datée du 3 mars 2011 disponible à www.sedar.com. En date du 31 décembre 2010, la meilleure estimation de Suncor des ressources éventuelles liées à activités minières et in situ en Alberta est énoncée dans le tableau ci-dessous.

1. Les chiffres dans le tableau ci-dessus sont arrondis au million de baril près et peuvent ne pas s’additionner en raison de l’arrondissage.
2. Les ressources éventuelles sont les quantités de pétrole estimatives, à une date donnée, qui sont potentiellement récupérables à partir de gisements connus au moyen d’une technologie établie ou d’une technologie en développement, mais qui ne sont pas actuellement considérées comme étant récupérables commercialement en raison d’une ou de plusieurs éventualités. Il n’existe aucune certitude qu’il sera commercialement viable de produire une partie quelconque des ressources éventuelles.
3. La meilleure estimation est considérée comme la meilleure estimation de la quantité qui sera réellement récupérée. Il est également probable que les quantités restantes réellement récupérées soient supérieures ou inférieures à la meilleure estimation. La meilleure estimation des volumes potentiellement récupérables est généralement établie indépendamment des risques associés à l’atteinte de la production commerciale.

Les estimations des ressources éventuelles n’ont pas été rajustées en fonction des risques liés à la probabilité de mise en valeur. Il n’y a aucune certitude quant au moment de cette mise en valeur. La viabilité économique des ressources éventuelles dépend de l’établissement des prix et de la conjoncture économique. Il n’est pas certain qu’il sera viable sur le plan commercial de produire les ressources éventuelles. Pour que des ressources passent à la catégorie des réserves, tous les projets doivent être accompagnés d'un plan d'épuisement économique et peuvent nécessiter, entre autres : (i) des forages de délimitation additionnels et(ou) l'application d'une nouvelle technologie pour l'exploitation non risquée des ressources éventuelles; (ii) des approbations réglementaires; et (iii) des approbations de l’entreprise pour procéder à la mise en œuvre. Des facteurs importants qui peuvent changer les estimations des ressources éventuelles incluent les forages de délimitation additionnels, qui peuvent modifier les estimations de façon positive ou négative, et les nouvelles améliorations technologiques, qui auraient un effet positif sur les estimations. Il est aussi présumé que toutes les ressources minières éventuelles et certaines ressources in situ éventuelles seront valorisées et vendues comme pétrole brut synthétique (PBS). Si ces volumes ne sont pas valorisés, mais plutôt vendus comme bitume, les volumes des ressources éventuelles déclarés seraient plus bas pour le PBS et plus élevés pour le bitume et les volumes totaux des ressources éventuelles seraient plus élevés en raison du facteur de rendement appliqué aux volumes de bitume lorsqu’il est valorisé sous forme de PBS.

Les éventualités qui empêchent actuellement le classement des ressources éventuelles en tant que réserves comprennent : le besoin de carottages à plus haute densité pour améliorer la certitude des ressources in situ; le besoin de conception d’autres installations et l’incertitude associée aux échéanciers et aux frais de mise en valeur; la préparation de plans de mise en valeur strictes et de demandes réglementaires (incluant les études sur les réservoirs associés et le forage de délimitation); approbations des organismes de réglementation; les approbations du siège social pour aller de l’avant avec la mise en valeur.

Les travaux de conception des installations additionnels, les plans de mise en valeur, les études des réservoirs et le forage de délimitation sont souvent effectués pendant la préparation des demandes d’approbation de la Société auprès des organismes de réglementation. Une fois toutes les approbations obtenues des organismes de réglementation et du siège social et toutes les éventualités éliminées, les ressources peuvent être reclassées comme réserves.

Certains énoncés dans le présent site Web, y compris ceux contenus dans les webdiffusions et les présentations à l’intention des investisseurs, constituent des « énoncés prospectifs » au sens attribué à ce terme par le United States Private Securities Litigation Reform Act of 1995 et des « informations prospectives » au sens attribué à ce terme par les lois canadiennes applicables régissant les valeurs mobilières (collectivement, les « énoncés prospectifs »). Tous les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes, estimations, projections, croyances et hypothèses actuelles de la Société, qui s'appuient sur les renseignements disponibles au moment où les informations sont fournies et qui tiennent compte de l'expérience de la Société et de sa perception des tendances historiques, incluant 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.

Certains énoncés prospectifs se reconnaissent à l'emploi d'expressions telles que « attendu », « anticipe »,« estime », « planifie », « prévu », « a l'intention de », « croit », « projette », « indique », « pourrait », « se concentre sur », « vision », « but », « proposé », « cible », « objectif », « continu » et d'autres expressions analogues. Les énoncés prospectifs incluent des références aux stratégies et objectifs de l'entreprise, y compris notre projet d’accroissement de notre capacité de production tirée des sables pétrolifères de 10 à 12 % par année jusqu’en 2020 et la poursuite du développement de sources d’énergie renouvelable; aux futures décisions d'investissement, y compris notre projet d’investissement de plus de 1 milliard $ pour la mise en œuvre de notre nouvelle technologie TRO_MC ; aux futures dépenses en immobilisations, aux futurs frais d'exploration et autres; aux futurs flux de trésorerie; aux futurs achats et ventes de ressources; aux activités de construction et de réparation prévues; aux révisions planifiées aux usines de valorisation, raffineries et autres installations; aux marges de raffinage prévues; aux futurs niveaux de production de pétrole et de gaz naturel, y compris la durée de vie prévue des champs, et les sources de croissance de ceux-ci; aux calendriers et résultats de développement et d'agrandissement d'installations; aux futurs résultats des activités d'exploration et dates d'ici lesquelles certaines zones pourraient être mises en valeur ou entrer en production; aux débits des établissements de vente au détail prévus; aux coûts préalables à la production et coûts d'exploitation prévus; aux estimations des réserves et des ressources; aux redevances et impôts futurs à payer; aux estimations de la production sur la durée de vie des champs; à la capacité d'exporter du gaz naturel; aux futures activités de financement et activités se rapportant au capital; au passif éventuel; aux coûts afférents à la conformité aux lois environnementales actuelles et futures; aux futures approbations réglementaires et aux taux de rendement prévus. Les énoncés prospectifs ne constituent pas des garanties de la performance future et comportent un certain nombre de risques et d'incertitudes, dont certains sont similaires à ceux des autres entreprises pétrolières et gazières et d'autres qui sont propres à Suncor. Nos résultats réels pourraient être sensiblement différents de ceux qui sont exprimés ou sous-entendus par les énoncés prospectifs et les lecteurs sont prévenus de ne pas leur accorder une confiance indue. Les derniers résultats financiers, le rapport trimestriel, le rapport de gestion ainsi que 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 Suncor 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 les énoncés prospectifs, que ce soit en raison de nouvelles informations, d'événements futurs ou d'autres circonstances.