Le Lézard
Classé dans : Les affaires, Exploitation pétrolière

Des arrêts de Petro-Canada ont influé sur les résultats; la production devrait croître au quatrième trimestre comme prévu



CALGARY, ALBERTA--(CCNMatthews - 27 juillet 2006) -

Points saillants

- Une défaillance mécanique à Terra Nova a influé sur les résultats et contribué à une baisse des prévisions de production annuelles.

- Les projets d'amont continuent de progresser comme prévu pour permettre une croissance de la production d'ici la fin de l'exercice et au cours des trois prochaines années.

- Les projets relatifs au carburant diesel à très faible teneur en soufre et l'agrandissement de l'usine de lubrifiants ont été achevés.

- Le programme de rachat d'actions a été renouvelé et 7,1 millions d'actions ont été rachetées au cours du trimestre.

Petro-Canada a annoncé aujourd'hui un bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels de 474 millions $ (0,94 $/action) pour le deuxième trimestre, comparativement à 501 millions $ (0,96 $/action) au deuxième trimestre de 2005. Les flux de trésorerie liés aux activités poursuivies au deuxième trimestre de 2006 ont été de 754 millions $ (1,49 $/action), comparativement à 869 millions $ (1,67 $/action) au même trimestre de l'an dernier. Les flux de trésorerie n'incluent pas la variation du fonds de roulement hors caisse.

Le bénéfice net a été de 472 millions $ (0,93 $/action) au deuxième trimestre de 2006, comparativement à 345 millions $ (0,66 $/action) à la même période de 2005. Le bénéfice net comprend les gains ou les pertes non réalisés sur les contrats dérivés, ainsi que les gains ou les pertes à la conversion de devises étrangères et à la cession d'éléments d'actif. Au deuxième trimestre de 2006, le bénéfice net comprend un recouvrement d'impôts futurs de 127 millions $ par suite d'une diminution du taux d'imposition des sociétés au niveau tant fédéral que provincial au Canada, de même qu'une charge d'impôts exigibles de 70 millions $ en raison de la promulgation par le gouvernement du Québec de mesures législatives fiscales rétroactives.

"Les niveaux élevés des prix du pétrole brut et des marges de raffinage ont contribué à de solides résultats financiers pour le trimestre", a déclaré Ron Brenneman, président et chef de la direction. La mise hors service inattendue de Terra Nova a influé sur les résultats trimestriels et sur nos prévisions de production annuelles, mais nous prévoyons une forte croissance de la production d'amont d'ici la fin de l'exercice. Ce trimestre, nous avons aussi achevé nos révisions dans les raffineries et à l'usine de lubrifiants, de sorte que toutes nos installations d'aval fonctionnent de nouveau à pleine capacité."
Résultats du deuxième trimestre

                                          Trois mois          Six mois
(en millions de dollars canadiens,          terminés          terminés
 sauf les montants par action            le  30 juin        le 30 juin
 et les nombres d'actions)(1)         2006      2005    2006      2005
------------------------------------------------------------------------
Résultats consolidés
Bénéfice d'exploitation ajusté
 en fonction des éléments
 inhabituels(2)                        474 $     524 $   978 $     992 $
Bénéfice net                           472       345     678       463
Flux de trésorerie                     754 $     934 $ 1 628 $   1 788 $
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Résultats liés aux activités
 poursuivies(3)
Bénéfice d'exploitation lié aux
 activités poursuivies ajusté
 en fonction des éléments
 inhabituels(2)                        474 $     501 $   960 $     961 $
  -en $/action                        0,94      0,96    1,89      1,85
Bénéfice net lié aux activités
 poursuivies                           472       322     526       432
  - en $/action                       0,93      0,62    1,03      0,83
Flux de trésorerie liés aux
 activités poursuivies                 754       869   1 611     1 670 
  - en $/action                       1,49      1,67    3,17      3,21
Dividendes - en $/action              0,10      0,07    0,20      0,15
Programme de rachat d'actions          350        75     826       142
 - en millions d'actions               7,1       2,0    15,9       3,9
Dépenses en immobilisations liées
 aux activités poursuivies             775 $   1 093 $ 1 542 $   1 972 $
Nombre moyen pondéré d'actions
 ordinaires en circulation
  (en millions d'actions)            505,3     519,4   508,8     519,7
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

(1) Les montants par action tiennent compte du dividende en actions
    versé.
(2) Le bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments
    inhabituels (qui représente le bénéfice net en excluant les gains
    ou les pertes à la conversion de devises étrangères et à la cession
    d'éléments d'actif ainsi que les gains ou les pertes non réalisés
    sur les contrats dérivés associés à Buzzard, ajustés en fonction des
    éléments inhabituels) est utilisé par la Société pour l'évaluation
    du rendement d'exploitation.
(3) Le 31 janvier 2006, Petro-Canada a procédé à la clôture de la vente
    de ses actifs producteurs syriens. Ces actifs et les résultats
    associés sont présentés en tant qu'activités abandonnées et sont
    exclus des activités poursuivies.

Points saillants de l'exploitation

La production tirée des activités poursuivies au deuxième trimestre de 2006 s'est chiffrée en moyenne à 326 000 barils équivalent pétrole/jour (bep/j), en baisse par rapport à 349 000 bep/j au même trimestre de 2005. La production légèrement plus élevée du secteur International a été plus que contrebalancée par les volumes plus faibles des secteurs Pétrole de la côte Est, Gaz naturel nord-américain et Sables pétrolifères. La production du secteur Pétrole de la côte Est a diminué au deuxième trimestre de 2006 en raison de l'arrêt devancé de Terra Nova et de la production moindre à Hibernia, facteurs ayant été contrebalancés partiellement par l'ajout de la production de White Rose.

La Société met à jour ses prévisions annuelles en matière de dépenses en immobilisations, de frais d'exploration et de production au milieu de l'exercice. On prévoit maintenant que la production tirée des activités d'amont poursuivies pour l'exercice complet devrait être de l'ordre de 345 000 bep/j à 360 000 bep/j en 2006, en baisse par rapport aux prévisions de production de 365 000 bep/j à 390 000 bep/j fournies antérieurement. Les diminutions sont surtout imputables à une défaillance mécanique à Terra Nova de même qu'à des problèmes d'approvisionnement en électricité et à des retards des activités de forage en Libye.

"Bien que les prévisions de production annuelles soient plus basses que celles annoncées antérieurement, l'impact de nouveaux projets de croissance se fera sentir durant le quatrième trimestre, ce qui aura pour effet d'augmenter la production de fin d'exercice", a déclaré M. Brenneman.

Le programme de dépenses en immobilisations et de frais d'exploration lié aux activités poursuivies pour 2006 devrait atteindre 3 525 millions $, légèrement en hausse par rapport à une indication antérieure de 3 385 millions $. La hausse reflète des augmentations des coûts des projets et l'achat de terrains pour le projet Fort Hills.

Dans le secteur Aval, d'importants travaux de révision, surtout à la raffinerie d'Edmonton, ont influé sur le bénéfice d'exploitation au deuxième trimestre de 2006. A la suite de l'achèvement des projets relatifs au carburant diesel à très faible teneur en soufre aux raffineries d'Edmonton et de Montréal, les installations du secteur Aval ont pu reprendre la production à pleine capacité. En outre, les nouvelles installations qui augmenteront de 25 % la capacité de l'usine de lubrifiants ont été mises en service en juin.
                                          Trois mois          Six mois
                                            terminés          terminés 
                                          le 30 juin        le 30 juin   
                                      2006      2005    2006      2005
------------------------------------------------------------------------
Amont -- résultats consolidés (1)
 Production avant redevances
  Production de pétrole brut et de
   liquides de gaz naturel, nette
    (en milliers de barils/jour)     205,0     284,3   225,2     284,0
  Production de gaz naturel,
   nette, à l'exclusion des produits
   d'injection (en millions de pieds
   cubes/jour)                         726       815     757       849
  Production totale (en milliers de
   barils équivalent
   pétrole/jour)(2)                    326       420     351       426
Prix réalisés moyens
 Pétrole brut et liquides de gaz
  naturel (en $/baril)               73,18     59,97   68,67     56,31
 Gaz naturel (en $/millier
 de pieds cubes)                      6,30      7,16    7,54      6,85
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------
Amont -- activités poursuivies
 Production tirée des activités
  poursuivies avant redevances
  Production de pétrole brut et de
   liquides de gaz naturel, nette
   (en milliers de barils/jour)      205,0     217,2   215,0     216,0
  Production de gaz naturel,
   nette, à l'exclusion des
   produits d'injection
   (en millions de pieds
   cubes/jour)                         726       789     753       822
  Production totale
 (en milliers de barils équivalent
  pétrole/jour)(2)                     326       349     340       353
Prix moyens réalisés -- activités
 poursuivies
 Pétrole brut et liquides de gaz
  naturel (en $/b)                   73,18     59,95   68,52     56,02
 Gaz naturel (en $/millier de pieds
  cubes)                              6,30      7,16    7,54      6,89
------------------------------------------------------------------------
Aval
 Ventes de produits pétroliers (en
  milliers de mètres cubes/jour)      51,5      51,6    50,7      52,4
 Utilisation moyenne des raffineries
  (en pourcentage) (3)                  80        87      89        94
 Bénéfice d'exploitation du secteur
  Aval après impôts
  (en cents/litre) (4)                 2,9       1,7     2,3       2,0
------------------------------------------------------------------------
------------------------------------------------------------------------

(1) Comprend les activités abandonnées.
(2) La production totale comprend les volumes de gaz naturel convertis
    selon un facteur de 6 000 pieds cubes de gaz naturel pour un baril
    de pétrole.
(3) Comprend la capacité de la raffinerie d'Oakville, ajustée au prorata
    de façon à refléter l'exploitation partielle de cette raffinerie
    avant sa  fermeture permanente, qui a pris effet le 11 avril 2005.
(4) Avant l'amortissement additionnel et d'autres charges liées à la
    fermeture de la raffinerie d'Oakville.

Perspectives

Mise à jour sur les activités

- Redémarrage prévu de Terra Nova d'ici le quatrième trimestre.

- Redémarrage de la troisième phase d'agrandissement de Syncrude au troisième trimestre.

- Accélération continue du taux de production à White Rose.

Jalons stratégiques

- Mise en production de nouveaux champs en mer du Nord (De Ruyter, L5b-C et Buzzard) à la fin de 2006.

- Décision réglementaire au sujet du projet de regazéification de GNL à Gros-Cacouna d'ici la fin de l'exercice.

- Achèvement du rapport d'avant-projet pour Fort Hills d'ici la fin de l'exercice.

- Prise d'une décision d'investissement finale au sujet d'un nouveau cokeur à la raffinerie de Montréal au premier trimestre de 2007.


Petro-Canada est l'une des plus importantes sociétés pétrolières et gazières du Canada, exerçant des activités à la fois dans les secteurs d'amont et d'aval de l'industrie au Canada et à l'échelle internationale. Ses actions ordinaires se négocient à la Bourse de Toronto (TSX) sous le symbole PCA et à la Bourse de New York (NYSE) sous le symbole PCZ.

Le texte complet du rapport du deuxième trimestre de Petro-Canada, incluant le rapport de gestion, est disponible sur le site Web de la Société à http://www.petro-canada.ca/fr/investor/9259.htm et il le sera également sur le site Web de SEDAR à http://www.sedar.com.

Petro-Canada tiendra une conférence téléphonique pour discuter de ces résultats avec les investisseurs le jeudi 27 juillet 2006 à 9 h, heure de l'Est. Pour y participer, veuillez composer le 1-866-898-9626 ou le 416-340-2216 à 8 h 55. Les médias sont invités à écouter la conférence en composant le 1-866-540-8136 ou le 416-340-8010 et ils auront l'occasion de poser des questions à la fin de la conférence. Les personnes qui sont dans l'impossibilité d'écouter la conférence pourront en écouter un enregistrement environ une heure après la fin de la conférence téléphonique en composant le 1-800-408-3053 ou le 416-695-5800 (numéro de code 3190220). La conférence téléphonique sera diffusée en direct sur le site Web de Petro-Canada à http://www.petro-canada.ca/eng/investor/9259.htm le 27 juillet 2006 à 9 h, heure de l'Est. Un enregistrement de la conférence sera disponible sur le site Web environ une heure après la fin de celle-ci.

MESURES NON DEFINIES PAR LES PCGR

Les flux de trésorerie, qui sont exprimés en tant que flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation avant la variation du fonds de roulement hors caisse, sont utilisés par la Société pour l'analyse du rendement d'exploitation, du levier financier et des liquidités. Le bénéfice d'exploitation représente le bénéfice net en excluant les gains ou les pertes à la conversion de devises étrangères et à la cession d'éléments d'actif ainsi que les gains ou les pertes non réalisés à l'évaluation à la valeur de marché des contrats dérivés associés à l'acquisition de Buzzard. La Société utilise le bénéfice d'exploitation pour évaluer le rendement d'exploitation. Les flux de trésorerie et le bénéfice d'exploitation n'ont pas de sens normalisé prescrit par les PCGR du Canada et, par conséquent, ces mesures peuvent ne pas être comparables à celles du même type utilisées par d'autres sociétés. Le rapprochement des montants du bénéfice d'exploitation et des flux de trésorerie avec la mesure associée en vertu des PCGR est exposé dans les tableaux aux pages 11 et 24, respectivement, de ce rapport de gestion.

AVIS JURIDIQUE - RENSEIGNEMENTS DE NATURE PROSPECTIVE

Ce rapport trimestriel contient des renseignements de nature prospective. De tels énoncés se reconnaissent généralement à la terminologie utilisée, par exemple, "planifier", "anticiper", "prévoir", "croire", "viser", "avoir l'intention de", "s'attendre à", "estimer", "budgéter" ou d'autres expressions similaires suggérant des résultats futurs ou des énoncés au sujet d'une perspective. Les renseignements de nature prospective comprennent, sans s'y limiter, des références aux stratégies et aux objectifs de l'entreprise; aux perspectives (y compris les mises à jour sur les activités et les jalons stratégiques), aux dépenses en immobilisations et aux autres dépenses futures; aux futurs achats et ventes de ressources; aux activités de construction et de réparation; aux révisions de raffineries; aux marges de raffinage prévues; aux futurs niveaux de production de pétrole et de gaz naturel et aux sources de croissance de ceux-ci; aux calendriers et aux résultats de développement et d'agrandissement des projets; aux futures approbations réglementaires; aux futurs résultats des activités d'exploration et aux dates d'ici lesquelles certaines zones pourraient être mises en valeur ou en production; aux débits des établissements de détail; aux coûts préalables à la production et aux coûts d'exploitation; aux estimations des réserves et des ressources; aux redevances et impôts payables; 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 d'immobilisations (y compris le rachat d'actions de Petro-Canada dans le cadre du programme de rachat d'actions dans le cours normal des activités), au passif éventuel (y compris l'exposition potentielle à des pertes liées à des accords de concessionnaires des ventes au détail) et aux questions environnementales. De par leur nature même, ces renseignements de nature prospective obligent Petro-Canada à faire des hypothèses qui pourraient ne pas se matérialiser ou qui pourraient être inexactes.

Ces renseignements de nature prospective sont soumis à des risques et à des incertitudes connus et inconnus ainsi qu'à d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats, réalisations et niveaux d'activité réels diffèrent de façon importante de ceux qui sont exprimés ou suggérés par de tels renseignements. Ces facteurs comprennent, sans s'y limiter : l'imprécision des estimations des volumes de réserves récupérables de pétrole, de gaz naturel et de liquides à partir de zones de ressources et d'autres sources non actuellement classées en tant que réserves; les conditions générales de l'économie, des marchés et des affaires; la capacité de l'industrie; les mesures concurrentielles prises par d'autres sociétés; les fluctuations des prix du pétrole et du gaz naturel; les marges de raffinage et de commercialisation; la capacité de produire du pétrole brut et du gaz naturel et de transporter ces produits vers les marchés; les effets des conditions météorologiques; les résultats des activités de forage d'exploration et de développement et des activités connexes; les fluctuations des taux d'intérêt et des taux de change; la capacité des fournisseurs de respecter leurs engagements; les mesures prises par les autorités gouvernementales, y compris les modifications des taux d'impôts et de redevances; les décisions ou les approbations de tribunaux administratifs; les modifications apportées aux règlements environnementaux et autres; les risques inhérents aux activités pétrolières et gazières au Canada et à l'étranger; les événements politiques internationaux; les taux de rendement prévus; et d'autres facteurs, dont bon nombre sont indépendants de la volonté de Petro-Canada. Plus précisément, la production peut être touchée par des facteurs tels que la réussite de l'exploration, le moment et la réussite du démarrage, le progrès de l'accélération des taux de production, la fiabilité des installations, les arrêts de production planifiés et non planifiés des usines à gaz, la réussite du redémarrage à la suite d'une révision, le rendement et les taux d'épuisement naturel des gisements, la réussite des thèmes de ressources non classiques, la manutention et la production de l'eau provenant des puits de méthane de houille et l'avancement et les résultats des travaux de forage. Les dépenses en immobilisations peuvent être touchées par les pressions sur les coûts associées aux nouveaux projets d'immobilisations, notamment en ce qui concerne la main-d'oeuvre et l'approvisionnement en matériel, la gestion de projet, les taux et la disponibilité des appareils de forage et les coûts des programmes sismiques. Ces facteurs sont discutés plus en détail dans les documents déposés par Petro-Canada auprès des commissions des valeurs mobilières des provinces canadiennes et de la Securities and Exchange Commission (SEC) des Etats-Unis.

Les lecteurs sont prévenus que la liste de facteurs importants ci-dessus ayant une incidence sur les renseignements de nature prospective n'est pas exhaustive. De plus, les renseignements de nature prospective contenus dans ce rapport trimestriel sont valables à la date de ce rapport et, sauf exigence contraire de toute loi applicable, Petro-Canada ne s'engage aucunement à mettre à jour publiquement ou à réviser les renseignements de nature prospective contenus aux présentes, que ce soit à la suite de renseignements nouveaux, d'évènements futurs ou d'autres développements. Les renseignements de nature prospective contenus dans ce rapport sont présentés expressément sous réserve de cette mise en garde.

(also published in English)


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Communiqué envoyé le 27 juillet 2006 à 05:05 et diffusé par :