Le Lézard
Classé dans : Les affaires, Exploitation pétrolière

Shell Canada annonce ses résultats trimestriels



CALGARY, le 25 juillet /CNW/ -- CALGARY, le 25 juillet /CNW/ - Shell Canada Limitée annonce un bénéfice de 475 millions de dollars ou 0,58 $ par action ordinaire pour le deuxième trimestre de 2006, contre 526 millions de dollars ou 0,64 $ par action ordinaire pour le deuxième trimestre de 2005. La hausse des frais de maintenance et la baisse de la production liées à la première grande révision planifiée des installations du projet d'exploitation des sables bitumineux de l'Athabasca ont neutralisé un rajustement favorable découlant des nouveaux taux fédéral et albertain d'imposition des sociétés. Le bénéfice pour le premier semestre de 2006 s'élève à 922 millions dollars, contre 943 millions de dollars pour la même période en 2005.

Les flux de trésorerie liés à l'exploitation ont atteint 527 millions de dollars pour le trimestre et 1 249 millions de dollars pour le premier semestre de 2006, des baisses de 276 millions de dollars et de 191 millions de dollars respectivement par rapport aux mêmes périodes en 2005.

En excluant l'acquisition de BlackRock Ventures Inc., les dépenses en immobilisations et les dépenses préalables à la mise en valeur se chiffrent à 492 millions de dollars pour le deuxième trimestre et à 896 millions de dollars pour les six premiers mois de 2006, contre 327 millions de dollars et 596 millions de dollars respectivement pour les mêmes périodes en 2005.

"Avec l'acquisition de BlackRock au deuxième trimestre, nous avons franchi une étape importante de notre stratégie de croissance, a déclaré Clive Mather, président et chef de la direction de Shell Canada Limitée. La première révision importante au projet d'exploitation des sables bitumineux de l'Athabasca est maintenant terminée, et nous prévoyons un solide rendement de la part des Sables bitumineux au deuxième semestre. Notre secteur des Produits pétroliers affiche un bénéfice record pour le deuxième trimestre consécutif, et le secteur E et P demeure sur la bonne voie avec de bonnes perspectives de mise en valeur du gaz dans le piémont et du gaz des réservoirs étanches."

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        Bénéfice (en millions de dollars)
              T2 05      T3 05      T4 05      T1 06      T2 06
              526        457        614        447        475

        Flux de trésorerie (en millions de dollars)
              T2 05      T3 05      T4 05      T1 06      T2 06
              803        686        930        722        527

        Dépenses en immobilisations (en millions de dollars)
              T2 05      T3 05      T4 05      T1 06      T2 06
              327        410        709        404        492*

    * Exclut l'acquisition de BlackRock


                            SHELL CANADA LIMITEE
                             RAPPORT DE GESTION
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Résultats consolidés

Shell Canada Limitée affiche pour le deuxième trimestre de 2006 un bénéfice de 475 millions de dollars, contre 526 millions de dollars pour la même période en 2005. Au deuxième trimestre de 2006, le rajustement favorable de 222 millions de dollars découlant des nouveaux taux fédéral et albertain d'imposition des sociétés et les marges de raffinage élevées ont été neutralisés par la hausse des frais de maintenance et la baisse de la production liées à la première grande révision planifiée des installations du projet d'exploitation des sables bitumineux de l'Athabasca (PSBA). Le Régime d'intéressement à long terme de la Société a entraîné une charge de 28 millions de dollars au deuxième trimestre de 2006, contre une charge de 38 millions de dollars pour la même période en 2005. L'association de droits à la plus-value des actions aux options d'achat d'actions, en vertu du Régime d'intéressement à long terme antérieur, a nécessité une passation en charges qui reflète l'évaluation à la valeur du marché. La production totale des hydrocarbures pour le trimestre s'est élevée à 170 100 barils d'équivalent pétrole par jour (bep/j), contre 226 600 bep/j au deuxième trimestre de 2005.

Le bénéfice pour le premier semestre de 2006 s'élève à 922 millions de dollars, contre 943 millions de dollars pour la même période en 2005. La baisse des volumes de bitume et du taux d'utilisation provoquée par les activités de révision aux installations du PSBA et par le bris de la bande transporteuse à la mine de la rivière Muskeg ainsi que la hausse des frais d'exploitation ont fait contrepoids à la vigueur des prix des marchandises et des marges et à l'effet positif d'un rajustement découlant des nouveaux taux fédéral et albertain d'imposition des sociétés.

Au deuxième trimestre de 2006, la Société a lancé une offre en vue d'acquérir BlackRock Ventures Inc. (BlackRock) pour une contrepartie de 2,4 milliards de dollars, déduction faite des liquidités acquises de 142 millions de dollars, et a pris le contrôle de cette entreprise le 21 juin 2006. L'acquisition est maintenant achevée et, depuis le 11 juillet 2006, la Société détient la totalité des actions de BlackRock. Cette acquisition complète le portefeuille global d'actifs de Shell Canada dans le domaine des sables bitumineux et lui permet d'avoir accès à des ressources supplémentaires considérables.

Exploration et production

Le secteur Exploration et production (E et P) a dégagé au deuxième trimestre de 2006 un bénéfice de 157 millions de dollars, contre 119 millions de dollars pour la même période en 2005. Le bénéfice du deuxième trimestre de 2006 comprend un gain de 47 millions de dollars lié aux nouveaux taux fédéral et albertain d'imposition des sociétés et un règlement favorable de 15 millions de dollars relatif aux droits de péage pour le gazoduc de Maritime and Northeast Pipeline (M&NP), avec effet rétroactif au 1er janvier 2005. Le bénéfice du secteur E et P pour le premier semestre de 2006 s'élève à 330 millions de dollars, contre 255 millions de dollars en 2005. Cette hausse est en grande partie attribuable aux prix accrus des marchandises et aux nouveaux taux fédéral et albertain d'imposition des sociétés. Le 1er janvier 2006, le complexe de Peace River est passé du secteur E et P à celui des Sables bitumineux. Le bénéfice d'E et P pour la période précédente a été retraité afin d'exclure les activités de Peace River.

Les prix du gaz naturel au deuxième trimestre de 2006 ont été inférieurs à ceux de la même période en 2005. La diminution du bénéfice qui en découle a été en partie compensée par le règlement relatif au gazoduc de M&NP et par la vigueur des prix des liquides extraits du gaz naturel. La production totale de gaz naturel a été supérieure à celle du deuxième trimestre de 2005, en raison surtout des nouveaux volumes de la découverte de la rivière Tay et de gaz des réservoirs étanches (GRE).

Quant au secteur du piémont, les activités d'exploration ont abouti à une autre découverte dans le nord-est de la Colombie-Britannique au deuxième trimestre. Cette découverte ainsi que les nouveaux puits fructueux incitent la Société à construire un système collecteur et une installation centrale de séchage du gaz acide à la rivière Wolverine en vue de traiter approximativement 50 millions de pieds cubes par jour (pi3/j) de gaz brut (part de Shell : environ 35 millions de pi3/j). On s'attend à ce que les nouveaux puits soient reliés aux installations et en production dès la fin de 2006. Les travaux de forage se poursuivent à deux autres puits. Par ailleurs, le manque de capacité ferme aux installations principales de collecte et de traitement continuera de peser sur les ventes de gaz provenant de la région.

Au projet d'exploitation des ressources énergétiques au large de l'île de Sable (PEREIS), la construction du poste de compression se poursuit, la mise en service et le démarrage devant avoir lieu au quatrième trimestre de 2006. Les volumes de production du PEREIS ont été inférieurs à ceux du deuxième trimestre de 2005 en raison de l'interruption non planifiée survenue en avril à l'usine de traitement du gaz et des travaux visant à relier le poste de compression aux installations.

La hausse des coûts et les pressions exercées sur le calendrier de mise en valeur du projet d'exploitation du gaz du Mackenzie et du champ Niglintgak de Shell ont nécessité une réévaluation des estimations des coûts du projet.

Sables bitumineux

Les Sables bitumineux affichent un bénéfice de 111 millions de dollars pour le deuxième trimestre de 2006, contre 259 millions de dollars pour la même période en 2005, un important recul auquel on s'attendait. Les résultats de 2006 comprennent un rajustement favorable de 144 millions de dollars découlant principalement des nouveaux taux fédéral et albertain d'imposition des sociétés. Ce rajustement a été contrebalancé par la hausse des frais de maintenance et la baisse de la production liées à la première grande révision planifiée des installations à la mine et de l'usine de valorisation.

Le bénéfice des Sables bitumineux pour le premier semestre de 2006 s'élève à 231 millions de dollars, y compris le rajustement de 144 millions de dollars, contre 357 millions de dollars en 2005, ce qui comprenait 82 millions de dollars liés à un règlement d'assurance. La baisse du bénéfice pour le premier semestre est imputable principalement aux travaux de maintenance planifiés et aux coûts connexes ainsi qu'à la baisse des volumes moyens au premier trimestre de 2006 causée par la déchirure dans la bande transporteuse à la mine. Le 1er janvier 2006, le complexe de Peace River est passé du secteur E et P à celui des Sables bitumineux. Le bénéfice lié à l'exploitation in situ des sables bitumineux de Peace River est intégré au bénéfice courant et à celui de la période précédente.

Au deuxième trimestre, la part de la Société de la production du PSBA a été de 46 800 barils par jour (barils/j) en moyenne, contre 98 500 barils/j pour la même période en 2005. Cet écart sur douze mois dans la production de bitume est dû principalement à l'importante révision planifiée dont les installations de la mine et l'usine de valorisation ont fait l'objet. La révision est maintenant terminée et, après une mise en service sans accroc, la mine et l'usine de valorisation produisent plus de 96 000 barils/j (part de Shell).

Les coûts d'exploitation unitaires du PSBA s'élèvent à 67,29 $ le baril pour le deuxième trimestre en raison de la hausse des frais de maintenance et de la baisse de la production liées à la révision. Une fois la révision terminée en juillet 2006, les coûts d'exploitation unitaires devraient varier entre 15 $ et 22 $ le baril, en supposant une production normale et une large fourchette de prix pour le pétrole et le gaz.

Au deuxième trimestre de 2006, la production in situ de bitume à Peace River a été inférieure à celle de la même période en 2005 en raison de l'échelonnement des phases d'injection de vapeur et d'une révision des installations. La Société prévoit accroître la production vers la fin de 2006 grâce à deux nouvelles plates-formes. Des plans sont en cours d'élaboration pour accroître la production in situ de Peace River, les demandes d'approbation devant être présentées aux organismes de réglementation ultérieurement cette année.

Comme on l'a annoncé antérieurement, une téléconférence aura lieu le 28 juillet 2006 pour faire le point sur la stratégie des Sables bitumineux, y compris les plans d'expansion du PSBA.

Produits pétroliers

Le secteur des Produits pétroliers affiche un bénéfice trimestriel record de 205 millions de dollars, contre 128 millions de dollars pour la même période en 2005. L'amélioration est surtout due à la vigueur des marges de raffinage et au rajustement favorable de 43 millions de dollars découlant des nouveaux taux fédéral et albertain d'imposition des sociétés, dont l'effet a cependant été en partie neutralisé par une baisse des taux de production et d'utilisation des raffineries. La fermeté des marges sur les distillats et les essences a compensé la faiblesse des marges sur le benzène, les produits noirs et le gaz de pétrole liquéfié.

Les taux de production et d'utilisation des raffineries ont baissé au deuxième trimestre de 2006 en raison surtout des travaux de maintenance à la raffinerie de Montréal-Est et des ralentissements à la raffinerie de Scotford à la suite de perturbations de l'approvisionnement en charges d'alimentation durant les travaux de maintenance planifiés à l'usine de valorisation de Scotford. L'approvisionnement des clients a été maintenu durant cette période. Les volumes de produits pétroliers légers ont été inférieurs de 3 % à ceux du deuxième trimestre de 2005 en grande partie sous l'effet d'un printemps pluvieux sur la demande agricole dans les Prairies.

Le secteur des Produits pétroliers affiche un bénéfice record de 359 millions de dollars pour le premier semestre de 2006, contre 251 millions de dollars en 2005. L'amélioration des marges de raffinage a contrebalancé la baisse des taux de production et d'utilisation des raffineries et les coûts liés à la hausse des prix des marchandises.

Une révision importante aura lieu à la raffinerie de Sarnia au quatrième trimestre de 2006.

La Société est également à évaluer l'expansion de ses capacités de fabrication dans l'est du pays afin de tirer parti au maximum de la production accrue de bitume.

Opérations générales

Pour le deuxième trimestre de 2006, les Opérations générales enregistrent un bénéfice de 2 millions de dollars, contre 20 millions de dollars pour la même période en 2005. Cet écart est surtout dû à un rajustement favorable au deuxième trimestre de 2005 lié à l'utilisation de pertes autres que des pertes en capital découlant de l'acquisition d'une filiale, Coral Resources Canada ULC. Pour le premier semestre de 2006, les Opérations générales affichent un bénéfice de 2 millions de dollars, contre 80 millions de dollars pour la même période en 2005, en grande partie pour les motifs exposés ci-dessus.

Flux de trésorerie et financement

Les flux de trésorerie liés à l'exploitation s'élèvent à 527 millions de dollars pour le deuxième trimestre de 2006, contre 803 millions de dollars pour la même période de 2005. Cette baisse de 276 millions de dollars s'explique en grande partie par la hausse des frais de maintenance et la baisse de la production liées à la première grande révision planifiée des installations du PSBA. Les flux de trésorerie liés à l'exploitation pour les six premiers mois de 2006 se chiffrent à 1 249 millions de dollars, soit une baisse de 191 millions de dollars par rapport à la même période en 2005. La baisse des volumes de bitume et du taux d'utilisation due aux activités de révision aux installations du PSBA et au bris de la bande transporteuse à la mine de la rivière Muskeg ainsi que la hausse des frais d'exploitation ont fait contrepoids à la vigueur des prix des marchandises et des marges.

En excluant l'acquisition de BlackRock au deuxième trimestre de 2006, les dépenses en immobilisations et les dépenses préalables à la mise en valeur se chiffrent à 492 millions de dollars pour le deuxième trimestre et à 896 millions de dollars pour les six premiers mois de 2006, contre 327 millions de dollars et 596 millions de dollars respectivement pour les mêmes périodes en 2005. La hausse des investissements vise à soutenir les plans de croissance de la Société, y compris les travaux préalables à la mise en valeur du PSBA.

Toutes les liquidités qui figuraient au bilan ont été utilisées pour l'achat de BlackRock. De plus, la Société a émis du papier commercial pour 797 millions de dollars dans le cadre de son programme de 1,5 milliard de dollars et a emprunté 498 millions en vertu d'une nouvelle facilité de crédit renouvelable consortiale de 1 milliard de dollars. La partie inutilisée de la facilité pourra servir à des fins générales. Au terme du deuxième trimestre de 2006, la dette totale s'élève à 1 501 millions de dollars, dont 205 millions de dollars liés au contrat de crédit-bail portant sur du matériel mobile, contre une dette au bilan de 211 millions de dollars, principalement liée au même contrat de crédit-bail au 31 décembre 2005.

La Société a versé au deuxième trimestre de 2006 un dividende de 0,11 $ par action ordinaire, ce qui représente un montant total de 91 millions de dollars, un dividende par action égal à celui versé au premier trimestre de 2006 et une hausse de 32 % par rapport au dividende par action versé au deuxième trimestre de 2005.

Information sur les actions

Au 15 juillet 2006, le nombre d'actions de la Société en circulation s'élevait à 825 464 564 actions ordinaires et à 100 actions privilégiées   (825 367 662 actions ordinaires et 100 actions privilégiées au 15 avril 2006). Le nombre d'options octroyées à des employés atteignait 22 557 058, dont     11 474 136 pouvaient être levées ou remises afin d'exercer le droit à la plus-value lié à ces actions (22 850 139 options octroyées, dont 11 757 122 pouvaient être levées, au 15 avril 2006).

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    Information boursière par trimestre
                                                          Deuxième trimestre
                                                          2006          2005
    -------------------------------------------------------------------------
    Cours des actions ($)(1) - Haut                      45,99         34,39
                             - Bas                       37,15         26,84
                             - Fermeture
                              (fin de la période)        41,50         32,89
    Volume des transactions (en milliers d'actions)(1)  24 311        21 961
    -------------------------------------------------------------------------
    (1) Cote de la Bourse de Toronto.
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Information supplémentaire

Vous trouverez en ligne des renseignements supplémentaires sur Shell Canada Limitée déposés auprès des organismes de réglementation du commerce des valeurs mobilières au Canada et aux Etats-Unis, notamment la notice annuelle de Shell et le formulaire 40-F, sous le profil de Shell Canada à www.sedar.com et www.sec.gov.

Mise en garde

Le présent document comprend des "énoncés prospectifs" fondés sur l'évaluation par la direction des perspectives et des activités d'exploitation ultérieures de la Société. Ces énoncés prospectifs comportent des mentions relatives aux plans de la Société concernant les points suivants : la croissance, les résultats d'activités d'acquisition, les dépenses en immobilisations et autres, les activités de forage, de mise en valeur, d'expansion et de construction, les calendriers de révision à des fins de maintenance, la présentation de demandes d'approbation à des organismes de réglementation, les coûts et les calendriers de projets et le taux de production pétrolière et gazière.

Les lecteurs ne devraient pas exagérer l'importance des énoncés prospectifs. Même si la Société croit que les attentes représentées par ces énoncés prospectifs sont raisonnables selon l'information à laquelle la Société a accès à la date du présent document, il ne peut y avoir aucune assurance que ces attentes se révéleront exactes. Les énoncés prospectifs comportent de très nombreux risques connus et inconnus et des incertitudes multiples pouvant faire différer sensiblement les résultats réels de ceux prévus par la Société. Ces risques et incertitudes comprennent, sans s'y limiter, les risques de l'industrie pétrolière et gazière (y compris les conditions et les coûts d'exploitation), la libre concurrence, la demande de pétrole, de gaz et de produits connexes, les perturbations de l'approvisionnement, les calendriers et l'exécution des projets, l'offre de main-d'oeuvre, les pénuries de matières et de matériel, les incertitudes liées à la géologie des gisements de pétrole et de gaz, l'incertitude des estimations des réserves, les fluctuations des prix du pétrole et du gaz et les risques de change, la conjoncture économique en général, les modifications des lois ou de la politique gouvernementale, ainsi que d'autres éléments, dont un grand nombre sont indépendants de la volonté de la Société.

Les énoncés prospectifs compris dans le présent document sont faits à la date du présent document, et la Société n'assume aucune obligation de mettre à jour publiquement ou de réviser l'un des énoncés prospectifs compris dans le présent document que ce soit à la suite d'une information nouvelle, d'événements ultérieurs ou autres, sauf si la loi l'exige. Les énoncés prospectifs compris dans le présent document sont visés expressément par la présente mise en garde.

Certaines informations financières ne sont pas visées par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada. N'ayant aucune définition normalisée, ces informations financières non conformes aux PCGR ne sont pas nécessairement comparables à des informations semblables présentées par d'autres entreprises. La Société fait état des informations financières non conformes aux PCGR comme le rendement du capital moyen utilisé (RCMU), les flux de trésorerie liés à l'exploitation et les coûts d'exploitation unitaires parce qu'elles constituent des repères clés utilisés à l'interne et à l'externe pour évaluer son rendement.

Certains volumes ont été convertis en barils d'équivalent pétrole (bep). La notion de bep peut être trompeuse si elle est employée hors contexte. Le ratio de conversion en bep de 6 000 pi3 de gaz naturel pour 1 baril de pétrole utilisé dans le présent rapport est fondé sur une méthode d'équivalence énergétique applicable principalement au bec du brûleur et ne représente pas une équivalence de valeur à la tête du puits.

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    SHELL CANADA LIMITÉE
    Points saillants - finances
    (en millions de dollars, sauf indication contraire)
    (sans vérification)

                                      Deuxième trimestre    Premier semestre
                                         2006      2005      2006      2005
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice                               475       526       922       943
    Produits                             3 748     3 390     7 197     6 395
    Flux de trésorerie liés
     à l'exploitation(1)                   527       803     1 249     1 440
    Rendement de la moyenne des
     capitaux propres des porteurs
     d'actions ordinaires (%)                -         -      24,5      23,6
    Par action ordinaire ($) (note 7)
      Bénéfice - de base                  0,58      0,64      1,12      1,14
      Bénéfice - dilué                    0,57      0,63      1,10      1,13
      Dividendes versés                  0,110     0,083     0,220     0,167

    Résultats par secteur (note 2)

    Bénéfice
      Exploration et production           157        119       330       255
      Sables bitumineux                   111        259       231       357
      Produits pétroliers                 205        128       359       251
      Opérations générales                  2         20         2        80
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                                 475        526       922       943
    -------------------------------------------------------------------------
    Produits
      Exploration et production           523        534     1 182     1 098
      Sables bitumineux                   572        926     1 305     1 494
      Produits pétroliers               2 958      2 516     5 570     4 842
      Opérations générales                 53         11        70        31
      Ventes intersectorielles           (358)      (597)     (930)   (1 070)
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                               3 748      3 390     7 197     6 395
    -------------------------------------------------------------------------
    Flux de trésorerie liés à
     l'exploitation(1)
      Exploration et production           224        205       534       432
      Sables bitumineux                    81        416       259       630
      Produits pétroliers                 201        149       433       265
      Opérations générales                 21         33        23       113
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                                 527        803     1 249     1 440
    -------------------------------------------------------------------------
    Dépenses en immobilisations et
     dépenses préalables
     à la mise en valeur
      Exploration et production           184        202       375       343
      Sables bitumineux                   209         28       362        96
      Produits pétroliers                  72         95       128       154
      Opérations générales                 27          2        31         3
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                                 492        327       896       596
    -------------------------------------------------------------------------
    Rendement du capital moyen
     utilisé (%)(2)
      Exploration et production             -          -      37,9      26,0
      Sables bitumineux                     -          -      15,7      18,1
      Produits pétroliers                   -          -      22,7      21,5
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                                   -          -      22,3      22,1
    -------------------------------------------------------------------------



    SHELL CANADA LIMITÉE
    Points saillants - exploitation
    (sans vérification)

                                      Deuxième trimestre    Premier semestre
                                         2006      2005      2006      2005
    -------------------------------------------------------------------------

    EXPLORATION ET PRODUCTION (note 2)

    Production

    Gaz naturel (en millions de pi(3)/j)
      Gaz naturel de l'Ouest canadien      411       372       418       387
      Gaz naturel de l'île de Sable         97       115       103       115
                                      ---------------------------------------
    Total, gaz naturel - brute             508       487       521       502
                       - nette             416       393       420       405

    Éthane, propane et butane
    (en barils/j) - brute               20 000    23 500    21 000    23 900
                  - nette               15 800    18 600    16 800    18 900

    Condensat (en barils/j) - brute     12 200    14 900    13 300    15 000
                            - nette      9 500    11 200    10 500    11 400

    Soufre (en tonnes courtes/j)
     - brute                             5 300     5 000     5 500     5 200
     - nette                             4 900     4 200     5 100     4 500

    Ventes(3) - brutes
    Gaz naturel (en millions de pi(3)/j)   499       481       516       497
    Éthane, propane et butane
     (en barils/j)                      30 000    35 800    36 600    38 500
    Condensat (en barils/j)             18 100    15 200    22 200    18 900
    Soufre (en tonnes courtes/j)        12 700    12 500    11 900    11 600
    -------------------------------------------------------------------------

    SABLES BITUMINEUX (note 2)

    Production
    Bitume (en barils/j) - brute
      Minier                            46 800    98 500    62 000    88 800
      In situ                            6 400     8 500     6 900     7 700
                                      ---------------------------------------
    Total                               53 200   107 000    68 900    96 500

    Bitume (en barils/j) - nette
      Minier                            46 400    97 500    61 400    87 900
      In situ                            6 200     8 300     6 800     7 500
                                      ---------------------------------------
    Total                               52 600   105 800    68 200    95 400

    Ventes(3)
      Brut synthétique, sauf les
       bases de mélange (en barils/j)   45 600   102 300    65 700    92 000
      Bases de mélange achetées pour
       la valorisation (en barils/j)    22 600   39 900     31 400    35 500
                                      ---------------------------------------
    Total - brut synthétique
     (en barils/j)                      68 200   142 200    97 100   127 500

      Produits du bitume sauf le
       diluant (en barils/j)             6 400     8 700     6 900     8 000
      Diluant acheté (en barils/j)         600     1 600     1 500     1 800
                                      ---------------------------------------
    Total - produits du bitume
     (en barils/j)                       7 000    10 300     8 400     9 800

    Condensat in situ (en barils/j)      2 900     1 800     2 800     2 400

    Coûts unitaires(4)

    Activités minières et
     de valorisation

      Coût d'exploitation
       - sauf le gaz naturel
         (en $/baril)                    60,88     15,84     34,36     16,91
       - gaz naturel (en $/baril)         6,41      4,62      6,30      5,20
                                      ---------------------------------------
    Total - coût d'exploitation
     (en $/baril)                        67,29     20,46     40,66     22,11
      Amortissement et épuisement
       (en $/baril)                       7,29      5,52      5,44      6,21
                                      ---------------------------------------
    Total - coût unitaire (en $/baril)   74,58     25,98     46,10     28,32

    Coûts unitaires(4)

    Activités in situ

      Coût d'exploitation
       - sauf le gaz naturel
         (en $/baril)                    25,18     15,44     19,31     14,56
       - gaz naturel (en $/baril)        11,06     15,68     11,59     14,61
                                      ---------------------------------------
    Total - coût d'exploitation
     (en $/baril)                        36,24     31,12     30,90     29,17
      Amortissement et épuisement
       (en $/baril)                      11,19      4,29     11,17      4,47
                                      ---------------------------------------
    Total - coût unitaire (en $/baril)   47,43     35,41     42,07     33,64
    -------------------------------------------------------------------------

    PRODUITS PÉTROLIERS

    Ventes(3)
      Essences (en m(3)/j)              21 100    21 300    20 600    20 800
      Distillats moyens (en m(3)/j)     18 600    19 100    19 700    20 400
      Autres produits (en m(3)/j)        6 700     7 300     6 300     6 600
                                      ---------------------------------------
    Total - produits pétroliers
     (en m(3)/j)                        46 400    47 700    46 600    47 800

    Pétrole brut traité par les
     raffineries Shell (en m(3)/j)(5)   43 200    46 500    43 300    46 600
    Taux d'utilisation des
     raffineries (en %)(6)                  86        90        85        90
    Bénéfice par litre (en cents)(7)       4,8       3,0       4,3       2,9
    -------------------------------------------------------------------------

    Prix
    Prix moyen net du gaz naturel à la
     sortie de l'usine
     (en $/millier de pi(3))              6,53      6,89      7,43      6,62
    Prix moyen de l'éthane, du propane
     et du butane à la sortie du champ
     (en $/baril)                        31,84     29,87     35,34     30,08
    Prix moyen du condensat à la sortie
     du champ (en $/baril)               76,78     63,98     74,09     63,67
    Prix moyen du brut synthétique à la
     sortie de l'usine (en $/baril)      67,72     54,44     60,81     53,13
    -------------------------------------------------------------------------



    -------------------------------------------------------------------------
                   Prix moyen     Prix moyen de
                     net du       l'éthane, du                  Prix moyen
                   gaz naturel     propane et     Prix moyen      du brut
                  (à la sortie     du butane     du condensat   synthétique
                   de l'usine)    (à la sortie   (à la sortie   (à la sortie
                  (en $/millier     du champ)      du champ)     de l'usine)
                    de pi(3))     (en $/baril)   (en $/baril)   (en $/baril)
    -------------------------------------------------------------------------
    05 T2              6,89          29,87          63,98          54,44
    -------------------------------------------------------------------------
    05 T3              7,98          33,63          72,98          66,37
    -------------------------------------------------------------------------
    05 T4             11,53          44,41          68,30          56,99
    -------------------------------------------------------------------------
    06 T1              8,29          38,04          72,30          57,04
    -------------------------------------------------------------------------
    06 T2              6,53          31,84          76,78          67,72
    -------------------------------------------------------------------------

    >>


SHELL CANADA LIMITÉE

Points saillants - finances et exploitation

(sans vérification)

Informations financières non conformes aux PCGR

Certaines informations financières ne sont pas visées par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada. N'ayant aucune définition normalisée, ces informations financières non conformes aux PCGR ne sont pas nécessairement comparables à des informations semblables présentées par d'autres entreprises. La Société fait état des informations financières non conformes aux PCGR comme le rendement du capital moyen utilisé (RCMU), les flux de trésorerie liés à l'exploitation et les coûts d'exploitation unitaires parce qu'elles constituent des repères clés utilisés à l'interne et à l'externe pour évaluer son rendement.

Définitions

    <<

    (1) Les flux de trésorerie liés à l'exploitation sont des informations
        financières non conformes aux PCGR. Ils représentent les flux de
        trésorerie liés aux activités d'exploitation établis sans tenir
        compte de la variation du fonds de roulement et des activités
        d'exploitation. Voir la note 3 afférente aux états financiers
        consolidés.

    (2) Le RCMU est une information financière non conforme aux PCGR. Le RCMU
        est égal à la somme du bénéfice et des intérêts débiteurs après
        impôts sur la dette pour les quatre derniers trimestres, divisée par
        la moyenne des capitaux propres des porteurs à l'ouverture et à la
        clôture, plus les actions privilégiées, la dette à long terme et les
        emprunts à court terme.

    (3) Les volumes de ventes des secteurs Exploration et production et
        Produits pétroliers ne comprennent que des ventes à des tierces
        parties. Les volumes de ventes des Sables bitumineux comprennent des
        ventes à des tierces parties et des ventes intersectorielles.

    (4) Le coût unitaire total des Sables bitumineux, y compris le coût
        d'exploitation unitaire et le coût d'amortissement et d'épuisement
        unitaire, est une information financière non conforme aux PCGR. Le
        coût d'exploitation unitaire des Sables bitumineux se définit comme
        les frais d'exploitation, frais de vente et frais généraux, plus les
        éléments de caisse faisant partie du coût des marchandises vendues
        (CMV), divisés par les ventes de brut synthétique, sauf les bases de
        mélange. Les frais d'exploitation, frais de vente et frais généraux
        liés aux activités minières et de valorisation se sont élevés à
        399 millions de dollars pour le premier semestre de 2006 et à
        249 millions de dollars pour le deuxième trimestre de 2006. Les
        éléments de caisse faisant partie du CMV ont atteint 84 millions de
        dollars pour le premier semestre de 2006 et 29 millions de dollars
        pour le deuxième trimestre de 2006.

        Le coût d'exploitation unitaire des activités in situ se définit
        comme les frais d'exploitation, frais de vente et frais généraux,
        plus les achats intersectoriels de gaz naturel, divisés par les
        ventes de produits du bitume sauf le diluant. Les frais
        d'exploitation, frais de vente et frais généraux liés aux activités
        in situ se sont élevés à 22 millions de dollars pour le premier
        semestre de 2006 et à 13 millions de dollars pour le deuxième
        trimestre de 2006. Les achats intersectoriels de gaz naturel ont
        atteint 15 millions de dollars pour le premier semestre de 2006 et
        6 millions de dollars pour le deuxième trimestre de 2006.

        Le coût d'amortissement et d'épuisement unitaire des activités
        minières et de valorisation des Sables bitumineux se définit comme le
        coût d'amortissement et d'épuisement divisé par les ventes de brut
        synthétique, sauf les bases de mélange. Le coût d'amortissement et
        d'épuisement unitaire comprend les coûts de mise en service, qui ont
        été radiés sur une période de trois ans (2003-2005).

        Le coût d'amortissement et d'épuisement unitaire des activités in
        situ se définit comme le coût d'amortissement et d'épuisement divisé
        par les ventes de produits du bitume sauf le diluant.

    (5) Le pétrole brut traité par les raffineries de Shell comprend la
        charge d'alimentation produite par l'usine de valorisation et fournie
        à la raffinerie de Scotford.

    (6) Le taux d'utilisation des raffineries est égal au volume de pétrole
        brut traité par les raffineries de Shell, divisé par la capacité
        totale des raffineries de Shell, y compris le relèvement de la
        capacité de la raffinerie de Scotford pour permettre le traitement de
        diverses charges d'alimentation provenant de l'usine de valorisation.

    (7) Le bénéfice par litre des Produits pétroliers est égal au bénéfice
        après impôts de ce secteur divisé par le total des volumes de ventes
        de produits pétroliers.


    SHELL CANADA LIMITÉE
    Résultats et bénéfices non répartis consolidés
    (en millions de dollars, sauf indication contraire)
    (sans vérification)

                                      Deuxième trimestre    Premier semestre
                                         2006      2005      2006      2005
    -------------------------------------------------------------------------

    Produits
    Ventes et autres produits
     d'exploitation                      3 716     3 238     7 133     6 221
    Dividendes, intérêts et
     autres produits                        32       152        64       174
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - produits                     3 748     3 390     7 197     6 395
    -------------------------------------------------------------------------

    Charges
    Coût des marchandises vendues        2 364     1 766     4 286     3 434
    Frais d'exploitation, frais de
     vente et frais généraux               692       583     1 210     1 062
    Transport                               70        86       149       165
    Frais d'exploration                     16        32        61        56
    Dépenses préalables à la mise
     en valeur                              32        14        60        32
    Amortissement, épuisement et mises
     hors service                          178       181       360       363
    Intérêts sur la dette à long terme       2         2         4         4
    Autres intérêts et frais financiers      4         1         4         2
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - charges                      3 358     2 665     6 134     5 118
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice
    Bénéfice avant impôts sur
     les bénéfices                         390       725     1 063     1 277
    -------------------------------------------------------------------------
    Impôts sur les bénéfices exigibles      74       128       255       251
    Impôts sur les bénéfices futurs       (159)       71      (114)       83
    -------------------------------------------------------------------------
    Total des impôts sur les bénéfices     (85)      199       141       334
    -------------------------------------------------------------------------
    Bénéfice                               475       526       922       943
    -------------------------------------------------------------------------
    Par action ordinaire ($) (note 7)
      Bénéfice - de base                  0,58      0,64      1,12      1,14
      Bénéfice - dilué                    0,57      0,63      1,10      1,13
    Actions ordinaires en circulation
     (en millions - moyenne pondérée)      825       825       825       825
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfices non répartis
    Solde à l'ouverture de l'exercice    8 046     6 333     7 690     6 011
    Bénéfice                               475       526       922       943
    -------------------------------------------------------------------------
                                         8 521     6 859     8 612     6 954
    Rachat d'actions ordinaires              -         7         -        33
    Dividendes                              91        68       182       137
    -------------------------------------------------------------------------
    Solde à la clôture de l'exercice     8 430     6 784     8 430     6 784
    -------------------------------------------------------------------------



    SHELL CANADA LIMITÉE
    Flux de trésorerie consolidés
    (en millions de dollars)
    (sans vérification)

                                      Deuxième trimestre    Premier semestre
                                         2006      2005      2006      2005
    -------------------------------------------------------------------------

    Flux de trésorerie liés aux
     activités d'exploitation
    Bénéfice                               475       526       922       943
    Frais d'exploration (note 3)             1        12        20        19
    Dépenses préalables à la mise
     en valeur                              32        14        60        32
    Éléments hors caisse
      Amortissement, épuisement et
       mises hors service                  178       181       360       363
      Impôts sur les bénéfices futurs     (159)       71      (114)       83
      Autres éléments                        -        (1)        1         -
    -------------------------------------------------------------------------
    Flux de trésorerie liés à
     l'exploitation                        527       803     1 249     1 440
    Variation du fonds de roulement
     et des activités d'exploitation
      Fonds de roulement et autres
       éléments d'exploitation              91        33      (225)     (355)
    -------------------------------------------------------------------------
                                           618       836     1 024     1 085
    -------------------------------------------------------------------------
    Flux de trésorerie liés aux
     activités d'investissement
    Dépenses en immobilisations
     et dépenses préalables à la mise
     en valeur (note 3)                   (492)     (327)     (896)     (596)
    Acquisition de BlackRock
     Ventures Inc. (note 4)             (2 428)        -    (2 428)        -
    Variation du fonds de roulement
     lié aux activités d'investissement     25       (32)      100       (24)
    -------------------------------------------------------------------------
    Dépenses en immobilisations et
     variation du fonds de roulement    (2 895)     (359)   (3 224)     (620)
    Produit de la cession
     d'immobilisations corporelles           -         1         -         5
    -------------------------------------------------------------------------
                                        (2 895)     (358)   (3 224)     (615)
    -------------------------------------------------------------------------
    Flux de trésorerie liés aux
     activités de financement
    Rachat d'actions ordinaires              -        (7)        -       (34)
    Produit de la levée d'options
     portant sur des actions ordinaires      3         1         4         4
    Dividendes versés                      (91)      (68)     (182)     (137)
    Dette à long terme et autres             1         1         -      (134)
    Financement à court terme            1 295      (109)    1 295         -
    -------------------------------------------------------------------------
                                         1 208      (182)    1 117      (301)
    -------------------------------------------------------------------------
    (Diminution) augmentation
     des liquidités                     (1 069)      296    (1 083)      169
    Liquidités à l'ouverture de
     l'exercice                          1 069         -     1 083       127
    -------------------------------------------------------------------------
    Liquidités au 30 juin(1)                 -       296         -       296
    -------------------------------------------------------------------------

    Renseignements additionnels
     - flux de trésorerie
      Dividendes reçus                       5         4         7         7
      Intérêts reçus                        25        14        50        30
      Intérêts versés                        5         3         8         7
      Impôts sur les bénéfices payés       147       111       463       436


    (1) Les liquidités comprennent l'encaisse et les placements à court terme
        très liquides.



    SHELL CANADA LIMITÉE
    Bilan consolidé
    (en millions de dollars)
    (sans vérification)

                                             30 juin 2006        31 déc. 2005
    -------------------------------------------------------------------------

    Actif
    Actif à court terme
      Encaisse et placements à court terme            -               1 083
      Débiteurs                                   1 804               1 821
      Stocks
        Pétrole brut, produits et marchandises      631                 535
        Matières et fournitures                      98                  92
      Frais payés d'avance                          100                  71
      Impôts sur les bénéfices futurs               332                 316
    -------------------------------------------------------------------------
                                                  2 965               3 918
    Participations, créances à long terme
     et autres                                      696                 671
    Immobilisations corporelles                  12 619               9 066
    Écart d'acquisition (notes 4 et 5)              234                   -
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - actif                                16 514              13 655
    -------------------------------------------------------------------------
    Passif
    Passif à court terme
      Emprunts à court terme (note 6)             1 295                   -
      Créditeurs, charges à payer et autres       2 460               2 242
      Impôts sur les bénéfices et taxes
       diverses à payer                             470                 687
      Tranche des engagements à long terme
       et des charges de mise hors service
       d'immobilisations échéant à moins d'un an     27                  26
      Tranche de la dette à long terme
       échéant à moins d'un an                        5                  11
    -------------------------------------------------------------------------
                                                  4 257               2 966
    Mises hors service et autres
     engagements à long terme                       590                 545
    Dette à long terme                              201                 200
    Impôts sur les bénéfices futurs               2 486               1 730
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - passif                                7 534               5 441
    -------------------------------------------------------------------------

    Part des actionnaires sans contrôle (note 4)     22                   -

    Capitaux propres
    Capital-actions
      100 actions privilégiées à 4 %                  1                   1
      825 449 564 actions ordinaires
       (825 102 612 en 2005)                        527                 523
    Bénéfices non répartis                        8 430               7 690
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - capitaux propres                      8 958               8 214
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - passif et capitaux propres           16 514              13 655
    -------------------------------------------------------------------------



    SHELL CANADA LIMITÉE
    Information sectorielle
    (en millions de dollars)
    (sans vérification)

                                         Deuxième trimestre

                                             Exploration         Sables
                              Total         et production      bitumineux
                          2006     2005     2006     2005     2006     2005
    -------------------------------------------------------------------------
                                               (note 2)          (note 2)
    Produits
    Ventes et autres
     produits
     d'exploitation       3 716    3 238      478      476      354      343
    Opérations
     intersectorielles        -        -       43       56      218      452
    Dividendes, intérêts
     et autres produits      32      152        2        2        -      131
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - produits      3 748    3 390      523      534      572      926
    -------------------------------------------------------------------------
    Charges
    Coût des marchandises
     vendues              2 364    1 766        -        -      218      205
    Opérations
     intersectorielles        -        -       57       57       83       95
    Frais d'exploitation,
     frais de vente et
     frais généraux         692      583      113      112      262      159
    Transport                70       86       70       86        -        -
    Frais d'exploration      16       32       16       32        -        -
    Dépenses préalables à
     la mise en valeur       32       14        7        9       19        5
    Amortissement,
     épuisement et mises
     hors service           178      181       87       82       37       55
    Intérêts sur la
     dette à long terme       2        2        -        -        -        -
    Autres intérêts et
     frais financiers         4        1        -        -        -        -
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - charges       3 358    2 665      350      378      619      519
    -------------------------------------------------------------------------
    Bénéfice (perte)
    Bénéfice (perte)
     avant impôts sur
     les bénéfices          390      725      173      156      (47)     407
    -------------------------------------------------------------------------
    Impôts sur les
     bénéfices exigibles     74      128       49       56      (75)      47
    Impôts sur les
     bénéfices futurs      (159)      71      (33)     (19)     (83)     101
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - impôts sur
     les bénéfices          (85)     199       16       37     (158)     148
    -------------------------------------------------------------------------
    Bénéfice                475      526      157      119      111      259
    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------


                            Produits        Opérations
                           pétroliers        générales
                         2006     2005     2006     2005
    ------------------------------------------------------
    Produits
    Ventes et autres
     produits
     d'exploitation      2 855    2 422       29       (3)
    Opérations
     intersectorielles      97       89        -        -
    Dividendes, intérêts
     et autres produits      6        5       24       14
    ------------------------------------------------------
    Total - produits     2 958    2 516       53       11
    ------------------------------------------------------

    Charges
    Coût des marchandises
     vendues             2 148    1 550       (2)      11
    Opérations
     intersectorielles     218      445        -        -
    Frais d'exploitation,
     frais de vente et
     frais généraux        292      282       25       30
    Transport                -        -        -        -
    Frais d'exploration      -        -        -        -
    Dépenses préalables à
     la mise en valeur       6        -        -        -
    Amortissement,
     épuisement et mises
     hors service           51       44        3        -
    Intérêts sur la
     dette à long terme      -        -        2        2
    Autres intérêts et
     frais financiers        -        -        4        1
    ------------------------------------------------------
    Total - charges      2 715    2 321       32       44
    ------------------------------------------------------

    Bénéfice (perte)
    Bénéfice (perte)
     avant impôts sur
     les bénéfices         243      195       21      (33)
    ------------------------------------------------------
    Impôts sur les
     bénéfices exigibles    96       90        4      (65)
    Impôts sur les
     bénéfices futurs      (58)     (23)      15       12
    ------------------------------------------------------
    Total - impôts sur
     les bénéfices          38       67       19      (53)
    ------------------------------------------------------
    Bénéfice               205      128        2       20
    ------------------------------------------------------
    ------------------------------------------------------



                                          Premier semestre

                                             Exploration         Sables
                              Total         et production      bitumineux
                          2006     2005     2006     2005     2006     2005
    -------------------------------------------------------------------------
                                               (note 2)          (note 2)
    Produits
    Ventes et autres
     produits
     d'exploitation       7 133    6 221    1 071      978      680      598
    Opérations
     intersectorielles        -        -      108      117      625      764
    Dividendes, intérêts
     et autres produits      64      174        3        3        -      132
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - produits      7 197    6 395    1 182    1 098    1 305    1 494
    -------------------------------------------------------------------------
    Charges
    Coût des
     marchandises
     vendues              4 286    3 434        -        -      474      331
    Opérations
     intersectorielles        -        -      118       116     169      182
    Frais d'exploitation,
     frais de vente
     et frais généraux    1 210    1 062      217      200      421      305
    Transport               149      165      149      165        -        -
    Frais d'exploration      61       56       61       56        -        -
    Dépenses préalables
     à la mise en valeur     60       32       19       21       35       11
    Amortissement,
     épuisement et mises
     hors service           360      363      177      165       79      110
    Intérêts sur la
     dette à long terme       4        4        -        -        -        -
    Autres intérêts et
     frais financiers         4        2        -        -        -        -
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - charges       6 134    5 118      741      723    1 178      939
    -------------------------------------------------------------------------
    Bénéfice (perte)
    Bénéfice (perte)
     avant impôts
     sur les bénéfices    1 063    1 277      441      375      127      555
    -------------------------------------------------------------------------
    Impôts sur les
     bénéfices exigibles    255      251      130      151      (21)      43
    Impôts sur les
     bénéfices futurs      (114)      83      (19)     (31)     (83)     155
    -------------------------------------------------------------------------
    Total - impôts sur
     les bénéfices          141      334      111      120     (104)     198
    -------------------------------------------------------------------------
    Bénéfice                922      943      330      255      231      357
    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------

    Total - actif        16 514   11 873    3 262    2 774    8 003    4 172

    Capital utilisé(1)   10 459    7 524    2 158    1 797    5 381    2 937


                             Produits        Opérations
                            pétroliers        générales
                          2006     2005     2006     2005
    --------------------------------------------------------
    Produits
    Ventes et autres
     produits
     d'exploitation       5 361    4 642       21        3
    Opérations
     intersectorielles      197      189        -        -
    Dividendes, intérêts
     et autres produits      12       11       49       28
    -------------------------------------------------------
    Total - produits      5 570    4 842       70       31
    -------------------------------------------------------
    Charges
    Coût des
     marchandises
     vendues              3 807    3 091        5       12
    Opérations
     intersectorielles      643      772        -        -
    Frais d'exploitation,
     frais de vente
     et frais généraux      539      511       33       46
    Transport                 -        -        -        -
    Frais d'exploration       -        -        -        -
    Dépenses préalables
     à la mise en valeur      6        -        -        -
    Amortissement,
     épuisement et mises
     hors service           101       87        3        1
    Intérêts sur la
     dette à long terme       -        -        4        4
    Autres intérêts et
     frais financiers         -        -        4        2
    -------------------------------------------------------
    Total - charges       5 096    4 461       49       65
    -------------------------------------------------------
    Bénéfice (perte)
    Bénéfice (perte)
     avant impôts
     sur les bénéfices      474      381       21      (34)
    -------------------------------------------------------
    Impôts sur les
     bénéfices exigibles    144      203        2     (146)
    Impôts sur les
     bénéfices futurs       (29)     (73)      17       32
    -------------------------------------------------------
    Total - impôts sur
     les bénéfices          115      130       19     (114)
    -------------------------------------------------------
    Bénéfice                359      251        2       80
    -------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------

    Total - actif         4 936    4 451      313      476

    Capital utilisé(1)    2 603    2 199      317      591

    (1) Le capital utilisé comprend les capitaux propres, la dette à long
        terme et les emprunts à court terme.

    >>


SHELL CANADA LIMITÉE

Notes afférentes aux états financiers consolidés

(sans vérification)

1. Conventions comptables

Les présents états financiers suivent les conventions comptables et

méthodes de comptabilité sur lesquelles étaient fondés les états

financiers consolidés pour l'exercice terminé le 31 décembre 2005, et ils

devraient être lus en s'y rapportant, sauf pour les descriptions aux

notes 2, 3 et 5.

Certains chiffres des exercices précédents ont été retraités en fonction

de la présentation de l'exercice courant.

2. Information sectorielle

Le 1er janvier 2006, le complexe de Peace River est passé de l'unité

d'affaires Exploration et production à l'unité d'affaires des Sables

bitumineux. L'information sectorielle relative aux unités d'affaires

pertinentes a été retraitée pour les périodes précédentes.

3. Reclassement comptable

La Société a reclassé certains frais d'exploration (37 millions de

dollars pour le premier semestre de 2005 et 20 millions de dollars pour

le deuxième trimestre de 2005), qui ont été transférés des activités

d'investissement aux activités d'exploitation dans les Flux de trésorerie

consolidés.

4. Acquisition de BlackRock Ventures Inc.

Le 21 juin 2006, la Société a acquis plus de 92 % des actions ordinaires

en circulation de BlackRock Ventures Inc. (BlackRock). L'offre initiale a

été prolongée jusqu'au 27 juin 2006, et des actions ordinaires

additionnelles ont été acquises. Au 30 juin 2006, la Société détenait

plus de 98 % des actions. BlackRock se consacrait à la mise en valeur et

à la production de pétrole lourd dans l'Ouest canadien.

La contrepartie totale versée par Shell pour la transaction s'élève à

2 570 millions de dollars (2 428 millions de dollars, déduction faite des

liquidités acquises), ce qui comprend des coûts d'acquisition de

12 millions de dollars et un fonds de roulement de 130 millions de

dollars. De la contrepartie versée, 3 092 millions de dollars ont été

affectés aux propriétés pétrolières et gazières et 234 millions de

dollars, à l'écart d'acquisition.

La répartition du coût d'acquisition pourrait faire l'objet d'un

rajustement. L'acquisition a été comptabilisée selon la méthode de

l'acquisition, et la répartition est appuyée par une évaluation d'un

tiers. Le tableau qui suit présente une répartition préliminaire du coût

d'acquisition.

    <<

    Actif net acquis (en millions de dollars)

    Propriétés pétrolières et gazières                                 3 092
    Écart d'acquisition(1)                                               234
    Fonds de roulement(2)                                                130
    Autres actifs                                                          1
    Obligations liées à la mise hors service d'immobilisations           (11)
    Passif d'impôts sur les bénéfices futurs                            (854)
    Part des actionnaires sans contrôle                                  (22)
                                                                    ---------
                                                                       2 570
                                                                    ---------
                                                                    ---------

    (1) L'écart d'acquisition, qui se chiffre à 234 millions de dollars, n'a
        aucune valeur fiscale et a été affecté au secteur d'affaires des
        Sables bitumineux.
    (2) Le fonds de roulement acquis comprend des liquidités de 142 millions
        de dollars.

    5.  Écart d'acquisition

    L'écart d'acquisition provient entièrement de la différence temporaire
    entre la valeur fiscale des actifs et leur juste valeur. L'écart
    d'acquisition n'est pas amorti, mais il sera soumis à un test de
    dépréciation fondé sur la juste valeur chaque année ou plus fréquemment
    si des événements susceptibles de diminuer la valeur de l'actif se
    produisent.

    6.  Emprunts à court terme

    Au deuxième trimestre de 2006, la Société a obtenu d'un consortium
    bancaire établi au Canada une facilité de crédit renouvelable ("la
    facilité") de 1 milliard de dollars arrivant à échéance le 15 juin 2008.

    Cette facilité et le programme de papier commercial de 1,5 milliard de
    dollars déjà en place portent à 2,5 milliards de dollars la capacité
    d'emprunt de la Société. Au 30 juin 2006, le solde impayé en vertu de la
    facilité de crédit renouvelable était de 498 millions de dollars sous
    forme d'emprunts à court terme au taux d'intérêt effectif de 4,5 %. Au 30
    juin 2006, le solde impayé en vertu du programme de papier commercial
    était de 797 millions de dollars au taux d'intérêt effectif de 4,4 %.

    7.  Bénéfice par action

                                         Deuxième trimestre  Premier semestre
                                            2006     2005     2006     2005
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice (en millions de dollars)        475      526      922      943

    Nombre d'actions ordinaires -
     moyenne pondérée (en millions)          825      825      825      825

    Titres dilutifs (en millions)
      Options en vertu du Régime
       d'intéressement à long terme            9        8       10        8

    Bénéfice de base par action ($)         0,58     0,64     1,12     1,14
    Bénéfice dilué par action ($)           0,57     0,63     1,10     1,13

    8.  Avantages sociaux futurs

    Les régimes de retraite de la Société sont décrits dans les notes
    afférentes aux états financiers consolidés pour l'exercice terminé le 31
    décembre 2005. Les éléments des charges de retraite comptabilisées dans
    les résultats consolidés sont les suivants:

                                                  Deuxième trimestre

                                             Prestations         Autres
                                             de retraite       prestations
    (en millions de dollars)                2006     2005     2006     2005
    -------------------------------------------------------------------------
    Coût des services rendus au
     cours de l'exercice                       11        9        -        -
    Cotisations des employés                   (1)      (1)       -        -
    Intérêts débiteurs                         32       32        3        3
    Rendement prévu de l'actif des régimes    (37)     (34)       -        -
    Amortissement de l'obligation
     (l'actif) transitoire                     (9)      (9)       1        1
    Amortissement de la perte actuarielle
     nette                                     22       18        1        -
    -------------------------------------------------------------------------
    Charge nette                               18       15        5        4
    Volet à cotisations déterminées             7        3        -        -
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                                      25       18        5        4
    -------------------------------------------------------------------------


                                                   Premier semestre

                                             Prestations         Autres
                                             de retraite       prestations
    (en millions de dollars)                2006     2005     2006     2005
    -------------------------------------------------------------------------
    Coût des services rendus au
     cours de l'exercice                       22       18        1        1
    Cotisations des employés                   (2)      (2)       -        -
    Intérêts débiteurs                         64       64        5        5
    Rendement prévu de l'actif des régimes    (73)     (68)       -        -
    Amortissement de l'obligation
     (l'actif) transitoire                    (18)     (18)       1        1
    Amortissement de la perte actuarielle
     nette                                     44       36        2        -
    -------------------------------------------------------------------------
    Charge nette                               37       30        9        7
    Volet à cotisations déterminées            13        6        -        -
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                                      50       36        9        7
    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------

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Communiqué envoyé le 25 juillet 2006 à 09:19 et diffusé par :