Petro-Canada
NYSE : PCZ
TSX : PCA

Petro-Canada

25 janv. 2007 05h00 HE

Petro-Canada réalise un solide bénéfice en 2006; des projets de croissance en amont sont maintenant en production

Points saillants

  • La production d'amont augmente graduellement avec la mise en service de nouveaux projets
  • Les secteurs Pétrole de la côte Est, Aval et Sables pétrolifères ont réalisé un bénéfice d'exploitation record en 2006
  • La Société fait progresser des projets majeurs et focalise son portefeuille en 2007

CALGARY, ALBERTA--(CCNMatthews - 25 jan. 2007) - Petro-Canada a annoncé aujourd'hui un bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels de 486 millions $ (0,98 $/action) pour le quatrième trimestre, comparativement à 666 millions $ (1,29 $/action) au quatrième trimestre de 2005. Les flux de trésorerie liés aux activités poursuivies au quatrième trimestre de 2006 ont été de 991 millions $ (1,99 $/action), comparativement à 1 116 millions $ (2,16 $/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 lié aux activités poursuivies a été de 384 millions $ (0,77 $/action) au quatrième trimestre de 2006, comparativement à 668 millions $ (1,29 $/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.

En 2006, le bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels a été de 2 010 millions $ (3,99 $/action), comparativement à 2 265 millions $ (4,37 $/action) en 2005. Les flux de trésorerie liés aux activités poursuivies ont été de 3 687 millions $ (7,32 $/action) en 2006, comparativement à 3 787 millions $ (7,31 $/action) l'année précédente.

"En 2006, notre portefeuille intégré nous a aidés à réaliser une année solide sur le plan financier, a déclaré Ron Brenneman, président et chef de la direction. Les prix plus faibles du gaz naturel ont été contrebalancés par les prix élevés du pétrole, la croissance de la production d'amont et une solide performance de nos activités du secteur Aval."


Résultats du quatrième trimestre

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                                          Trois mois          Exercice
(en millions de dollars canadiens,       terminés le        terminé le
 sauf les montants par action et les     31 décembre       31 décembre
nombres d'actions)                     2006     2005     2006     2005
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Résultats consolidés
Bénéfice d'exploitation ajusté en
 fonction des éléments inhabituels (1)  486 $    714 $  2 028 $  2 365 $
Bénéfice net                            384      714    1 740    1 791
Flux de trésorerie                      991 $  1 181 $  3 704 $  4 032 $
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Résultats liés aux activités
 poursuivies (2)
Bénéfice d'exploitation lié aux
 activités poursuivies ajusté en
 fonction des éléments
 inhabituels (1)                        486 $    666 $  2 010 $  2 265 $
 - en $/action                         0,98     1,29     3,99     4,37
Bénéfice net lié aux activités
 poursuivies                            384      668    1 588    1 693
 - en $/action                         0,77     1,29     3,15     3,27
Flux de trésorerie liés aux activités
 poursuivies                            991    1 116    3 687    3 787
 - en $/action                         1,99     2,16     7,32     7,31
Dividendes - en $/action               0,10     0,10     0,40     0,33
Programme de rachat d'actions            50       89    1 011      346
 - en millions d'actions                1,0      2,0     19,8      8,3
Dépenses en immobilisations liées aux
 activités poursuivies                1 165 $    884 $  3 484 $  3 630 $
Nombre moyen pondéré d'actions
 ordinaires en circulation
(en millions d'actions)               497,9    516,2    503,9    518,4
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(1) 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) est utilisé par la
    Société pour l'évaluation du rendement d'exploitation.
(2) 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 des activités d'exploitation

La production tirée des activités poursuivies au quatrième trimestre s'est chiffrée en moyenne à 368 200 barils équivalent pétrole par jour (bep/j), nets à Petro-Canada, en 2006, en hausse par rapport à 359 800 bep/j nets au même trimestre de 2005. Les volumes plus élevés reflètent l'accélération de la production de White Rose, l'ajout des projets De Ruyter et L5b-C en mer du Nord et la production accrue tirée des Sables pétrolifères. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par l'arrêt de Terra Nova et l'épuisement naturel de la production du secteur Gaz naturel nord-américain.

En 2006, la production de pétrole brut, de liquides de gaz naturel (LGN) et de gaz naturel tirée des activités poursuivies s'est chiffrée en moyenne à 345 400 bep/j nets, en baisse comparativement à 354 600 bep/j en 2005.

Dans le secteur Aval, une conjoncture moins favorable a été contrebalancée en partie par la forte performance de l'unité des Lubrifiants au quatrième trimestre de 2006.

"L'exécution a été une priorité pour nous en 2006 et demeurera prioritaire en 2007, a déclaré M. Brenneman. Un accent sur des opérations fiables et sur la gestion de projet sera la clé de nos plans pour accroître la production de 15 %, mettre en oeuvre un programme d'exploration important et faire progresser des projets majeurs."


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                                          Trois mois          Exercice
                                         terminés le        terminé le
                                         31 décembre       31 décembre
                                       2006     2005     2006     2005
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Amont - résultats consolidés (1)
 Production avant redevances
  Production de pétrole brut et de
   liquides de gaz naturel, nette
   (en milliers de barils/jour)       245,0    292,3    226,9    286,4
  Production de gaz naturel, nette à
   l'exclusion des produits
   d'injection (en millions de pieds
   cubes/jour)                          739      803      744      831
  Production totale, nette
   (en milliers de barils équivalent
   pétrole/jour) (2)                    368      426      351      425
 Prix réalisés moyens
  Pétrole brut et liquides de gaz
   naturel (en $/baril)               62,37    61,29    67,48    60,77
  Gaz naturel (en $/millier de
   pieds cubes)                        6,61    11,34     6,96     8,24
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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)       245,0    229,9    221,7    220,5
  Production de gaz naturel, nette à
   l'exclusion des produits 
   d'injection (en millions de pieds
   cubes/jour)                          739      779      742      806
  Production totale, nette (en
   milliers de barils équivalent
   pétrole/jour) (2)                    368      360      345      355
 Prix moyens réalisés - activités
  poursuivies
  Pétrole brut et liquides de gaz
   naturel (en $/baril)               62,37    60,51    67,38    60,45
  Gaz naturel (en $/millier de
   pieds cubes)                        6,61    11,49     6,96     8,30
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Aval
  Ventes de produits pétroliers
   (en milliers de mètres cubes/jour)  53,9     52,9     52,5     52,8
  Utilisation moyenne des raffineries
   (en pourcentage) (3)                  94       99       93       96
  Bénéfice d'exploitation du secteur
   Aval après impôts 
   (en cents/litre) (4)                 1,6      2,2      2,4      2,1
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(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 ayant 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

  • La production de Buzzard devrait s'accélérer et atteindre sa pleine capacité au milieu de 2007
  • La production de Terra Nova se maintient à un niveau égal ou supérieur à 100 000 barils/j bruts (34 000 b/j nets)
  • La production à Hibernia devrait se chiffrer entre 100 000 barils/j et 110 000 barils/j bruts (20 000 b/j à 22 000 b/j nets) en janvier et en février 2007
  • La révision du cokeur 8-2 de Syncrude s'est achevée à la mi-janvier 2007
  • La vente de la production de gaz naturel de 12 millions de pieds cubes par jour provenant des actifs de Brazeau et de West Pembina conclue en janvier 2007 (prise en compte dans les indications fournies en matière de production annuelle)

Jalons stratégiques

  • Obtention prévue de la décision réglementaire au sujet du projet de regazéification de Gros-Cacouna au cours de la première moitié de 2007
  • Achèvement du rapport de base du projet Fort Hills au premier semestre 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. Nous créons de la valeur en exploitant de façon responsable les ressources énergétiques et en offrant des produits et des services pétroliers de calibre international. Petro-Canada est fière d'être partenaire national des Jeux olympiques et paralympiques d'hiver de 2010 à Vancouver. Nos 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 quatrième trimestre de Petro-Canada, incluant le rapport de gestion, est disponible sur le site Web de la Société au http://www.petro-canada.ca/fr/investors/845.aspx et il le sera également sur le site Web de SEDAR au http://www.sedar.com/.

Petro-Canada tiendra une conférence téléphonique pour discuter de ces résultats avec les investisseurs le jeudi 25 janvier 2007 à 9 h, heure normale de l'Est (HNE). 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 (entrer le code 3202649#). La conférence téléphonique sera diffusée en direct sur le site Web de Petro-Canada à http://www.petro-canada.ca/fr/investors/845.aspx le 25 janvier 2007 à 9 h, HNE. 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 9 et 31, 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, aux frais d'exploration et aux autres dépenses futurs; aux futurs achats et ventes de ressources; aux activités de construction et de réparation; aux révisions dans les 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 d'installations; 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 aux 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 d'offre publique de rachat d'actions (OPRA) 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 ne pas être exactes.

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 thèmes 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 apportées aux taux d'impôts et de redevances et aux stratégies d'utilisation des ressources; 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, ainsi que 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 disponibilité de la main-d'oeuvre et du 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.

Le terme baril équivalent pétrole (bep) utilisé dans ce rapport peut être trompeur, surtout s'il est employé hors contexte. Le facteur de conversion en bep adopté, soit six mille pieds cubes en un baril, se fonde sur une méthode qui s'applique principalement à l'équivalence énergétique au bec du brûleur et ne représente pas une valeur équivalente à la tête du puits.

Renseignements

  • Demandes des investisseurs et des analystes :
    Gordon Ritchie, Relations avec les investisseurs
    Petro-Canada (Calgary)
    (403) 296-7691
    Courriel: investor@petro-canada.ca
    ou
    Demandes des investisseurs et des analystes :
    Pamela Tisdale, Relations avec les investisseurs
    Petro-Canada (Calgary)
    (403) 296-4423
    Courriel: investor@petro-canada.ca
    ou
    Demandes des médias et du public :
    Michelle Harries, Communications de la Société
    Petro-Canada (Calgary)
    (403) 296-3648
    Courriel: corpcomm@petro-canada.ca
    Site Web: www.petro-canada.ca