Petro-Canada
NYSE : PCZ
TSX : PCA

Petro-Canada

25 oct. 2007 04h00 HE

Petro-Canada réalise un trimestre solide; la production d'amont continue de croître

Points saillants

- La Société est en voie d'enregistrer une croissance de 15 % de la production d'amont en 2007, avec l'atteinte du taux de production plateau à Buzzard

- La fiabilité opérationnelle a soutenu les résultats solides du secteur Aval dans une conjoncture moins favorable

- Le projet de conversion de la raffinerie d'Edmonton progresse tel que prévu, en vue d'un démarrage au quatrième trimestre de 2008

CALGARY, ALBERTA--(Marketwire - 25 oct. 2007) - Petro-Canada a annoncé aujourd'hui un bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels de 630 millions $ (1,29 $/action) pour le troisième trimestre, comparativement à 564 millions $ (1,13 $/action) au troisième trimestre de 2006. Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation poursuivies avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement au troisième trimestre de 2007 ont été de 1 229 millions $ (2,52 $/action), comparativement à 1 085 millions $ (2,17 $/action) au même trimestre l'an dernier.

Le bénéfice net lié aux activités poursuivies a été de 776 millions $ (1,59 $/action) au troisième trimestre de 2007, comparativement à 678 millions $ (1,36 $/action) à la même période de 2006. 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'actifs.

"Le troisième trimestre a été un autre trimestre solide pour Petro-Canada et nous devrions connaître un bon exercice", a déclaré Ron Brenneman, président et chef de la direction. "Nous avions amorcé l'exercice en mettant un accent soutenu sur l'exécution de nos plans d'entreprise et cette approche porte fruit."


Résultats du troisième trimestre

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                                  Trois mois terminés    Neuf mois terminés
                                     les 30 septembre      les 30 septembre

(en millions de dollars canadiens,
 sauf les montants par action et
 les nombres d'actions)                2007     2006         2007     2006
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Résultats consolidés
Bénéfice d'exploitation ajusté en
 fonction des éléments inhabituels (1)  630 $    564 $      2 015 $  1 542 $
Bénéfice net                            776      678        2 211    1 356
Flux de trésorerie (2)                1 229 $  1 085 $      3 745 $  2 713 $
Rendement d'exploitation du capital
 investi (3) (en pourcentage)
  Amont                                                      26,7     23,0
  Aval                                                       12,6     12,2
  Total - Société                                            19,2     17,5
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Résultats consolidés liés aux
 activités poursuivies (4)
Bénéfice d'exploitation lié aux
 activités poursuivies ajusté en
 fonction des éléments inhabituels (1)  630 $    564 $      2 015 $  1 524 $
  - en $/action                        1,29     1,13         4,10     3,01
Bénéfice net lié aux activités
 poursuivies                            776      678        2 211    1 204
  - en $/action                        1,59     1,36         4,50     2,38
Flux de trésorerie liés aux activités
 d'exploitation poursuivies avant les
 variations des éléments hors
 trésorerie du fonds de roulement     1 229    1 085        3 745    2 696
  - en $/action                        2,52     2,17         7,62     5,33
Dividendes - en $/action               0,13     0,10         0,39     0,30
Programme de rachat d'actions           220      135          735      961
 - en millions d'actions                4,0      2,9         14,0     18,8
Dépenses en immobilisations liées
 aux activités poursuivies              992 $    777 $      2 508 $  2 319 $
Nombre moyen pondéré d'actions
 ordinaires en circulation
 (en millions d'actions)              487,6    500,1        491,6    505,9
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Le bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels
    (qui représente le bénéfice net, excluant les gains ou les pertes à la
    conversion de devises étrangères et à la vente d'actifs, les gains ou
    les pertes non réalisés sur les contrats dérivés associés à Buzzard, les
    évaluations à la valeur de marché de la rémunération à base d'actions,
    les ajustements d'impôts et les indemnités d'assurance) est utilisé par
    la Société pour l'évaluation du rendement d'exploitation (voir en page
    2, MESURES NON DEFINIES PAR LES PCGR).
(2) Liés aux activités d'exploitation avant les variations des éléments
    hors trésorerie du fonds de roulement (voir en page 2, MESURES NON
    DEFINIES PAR LES PCGR).
(3) Comprend les activités abandonnées.
(4) Le 31 janvier 2006, Petro-Canada a procédé à la clôture de la vente de
    ses actifs producteurs syriens parvenus à maturité. Ces actifs et les
    résultats associés sont présentés en tant qu'activités abandonnées et
    sont exclus des activités poursuivies.

MESURES NON DEFINIES PAR LES PCGR

Les flux de trésorerie et les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation poursuivies avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement sont couramment utilisés dans l'industrie pétrolière et gazière et par Petro-Canada pour aider la direction et les investisseurs à analyser le rendement d'exploitation, le levier financier et les liquidités. En outre, le budget d'immobilisations de la Société est préparé en fonction des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation poursuivies prévus avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement, car le moment où les débiteurs sont recouvrés ou les paiements effectués n'est pas considéré comme pertinent pour l'établissement du budget d'immobilisations. Le bénéfice d'exploitation représente le bénéfice net en excluant les gains ou les pertes à la conversion de devises étrangères et à la vente d'actifs, 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. Le bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels représente le bénéfice d'exploitation, en excluant les évaluations à la valeur de marché de la rémunération à base d'actions, les ajustements d'impôts, ainsi que les indemnités et les suppléments de primes d'assurance. La Société utilise le bénéfice d'exploitation et le bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels pour évaluer le rendement d'exploitation. Les flux de trésorerie, les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation poursuivies avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement, le bénéfice d'exploitation et le bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels n'ont pas de sens normalisé prescrit par les PCGR du Canada et, par conséquent, ces mesures peuvent ne pas être comparables à des mesures similaires présentées par d'autres sociétés. Le rapprochement des flux de trésorerie et des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation poursuivies avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement avec la mesure correspondante conforme aux PCGR est exposé dans le tableau à la page 5. Le rapprochement du bénéfice d'exploitation et du bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels avec la mesure correspondante conforme aux PCGR est exposé dans le tableau ci-dessous.


                                       Trois mois terminés les 30 septembre
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(en millions de dollars canadiens,
 sauf les montants par action)         2007  ($/action)    2006  ($/action)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net                            776 $     1,59 $    678 $     1,36 $
Bénéfice net lié aux activités
 abandonnées                              -                   -
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net lié aux activités
 poursuivies                            776 $     1,59 $    678 $     1,36 $
 Gain (perte) à la conversion de
  devises étrangères (1)                 78                  (1)
 Gain (perte) non réalisé(e) sur les
  contrats dérivés associés à
  Buzzard (2)                            70                  79
 Gain à la vente d'actifs                 8                   3
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation lié aux
 activités poursuivies                  620 $               597 $
 Evaluation à la valeur de marché
  de la rémunération à base d'actions   (10)                 31
 Ajustements d'impôt                      -                   -
 Indemnités d'assurance déduction
  faite des suppléments de primes         -                   2
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation lié aux
 activités poursuivies ajusté en
 fonction des éléments inhabituels      630 $     1,29 $    564 $     1,13 $
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation lié aux
 activités abandonnées ajusté en
 fonction des éléments inhabituels        -                   -
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation ajusté en
 fonction des éléments inhabituels      630 $     1,29 $    564 $     1,13 $
----------------------------------------------------------------------------

                                       Neuf mois terminés les 30 septembre
----------------------------------------------------------------------------
(en millions de dollars canadiens,
 sauf les montants par action)         2007  ($/action)    2006  ($/action)
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Bénéfice net                          2 211 $     4,50 $  1 356 $     2,68 $
Bénéfice net lié aux activités
 abandonnées                              -                 152
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Bénéfice net lié aux activités
 poursuivies                          2 211 $     4,50 $  1 204 $     2,38 $
 Gain (perte) à la conversion de
  devises étrangères (1)                198                  59
 Gain (perte) non réalisé(e) sur les
  contrats dérivés associés à
  Buzzard (2)                           (18)               (207)
 Gain à la vente d'actifs                55                  21
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Bénéfice d'exploitation lié aux
 activités poursuivies                1 976 $             1 331 $
 Evaluation à la valeur de marché
  de la rémunération à base
  d'actions                             (99)                (10)
 Ajustements d'impôt                     48                (185)
 Indemnités d'assurance déduction
  faite des suppléments de primes        12                   2
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation lié aux
 activités poursuivies ajusté en
 fonction des éléments inhabituels    2 015 $     4,10 $  1 524 $     3,01 $
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation lié aux
 activités abandonnées ajusté en
 fonction des éléments inhabituels        -                  18
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation ajusté en
 fonction des éléments inhabituels    2 015 $     4,10 $  1 542 $     3,05 $
----------------------------------------------------------------------------
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(1) La conversion de devises étrangères reflète les gains ou les pertes sur
    la dette à long terme libellée en dollars américains non associée au
    secteur International autonome ni aux activités dans les Rocheuses
    américaines incluses dans le secteur Gaz naturel nord-américain.

(2) Dans le cadre de son acquisition en juin 2004 d'une participation dans
    le champ Buzzard, dans le secteur britannique de la mer du Nord, la
    Société a conclu des contrats dérivés portant sur la moitié de sa
    quote-part de la production estimative des trois premières années et
    demie, à compter du 1er juillet 2007. Pour le trimestre et la période
    de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, la Société a enregistré une
    perte réalisée de 87 millions $ après impôts (131 millions $ avant
    impôts) sur ces contrats dérivés.

Variation du bénéfice

Au premier trimestre de 2006, Petro-Canada a procédé à la clôture de la vente des actifs producteurs de la Société parvenus à maturité en Syrie. Ces actifs et les résultats connexes sont présentés en tant qu'activités abandonnées et sont exclus des activités poursuivies.

ANALYSE DES FACTEURS - 3e TRIMESTRE 2007 COMPARATIVEMENT AU 3e TRIMESTRE 2006

Bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels

(en millions de dollars canadiens, après impôts)

Pour visualiser ce tableau, veuillez cliquer sur le lien suivant : http://www.ccnmatthews.com/docs/pc_f_graph1.jpg

Le bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels a augmenté pour atteindre 630 millions $ (1,29 $/action) au troisième trimestre de 2007, par rapport à 564 millions $ (1,13 $/action) au troisième trimestre de 2006. Les résultats ont reflété l'incidence positive de la production d'amont plus élevée(1) (232 millions $) et des autres dépenses(2) plus faibles (40 millions $). Les résultats ont été contrebalancés en partie par la perte réalisée sur les contrats dérivés associés à Buzzard ((87) millions $), les marges de raffinage réduites dans le secteur Aval ((57) millions $), les charges d'exploitation et d'administration plus élevées ((46) millions $), les prix réalisés plus faibles des marchandises d'amont ((10) millions $), la charge d'amortissement pour dépréciation et épuisement et les frais d'exploration plus élevés ((6) millions $).

(1) Le facteur "Amont - volume" comprend la portion de l'amortissement pour dépréciation et épuisement liée aux variations des niveaux de la production d'amont.

(2) Le facteur "Autres" comprend principalement les intérêts débiteurs, la conversion de devises étrangères, les modifications des taux d'imposition effectifs et les mouvements des stocks d'amont.

Bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels par secteur

(en millions de dollars canadiens, après impôts)

Pour visualiser ce tableau, veuillez cliquer sur le lien suivant : http://www.ccnmatthews.com/docs/pc_f_graph2.jpg

Le bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels sur une base sectorielle a augmenté de 12 % pour atteindre 630 millions $ au troisième trimestre de 2007, par rapport à 564 millions $ au troisième trimestre de 2006. L'augmentation du bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels au troisième trimestre a reflété le bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels plus élevé des secteurs Côte Est du Canada (108 millions $), International(1) (57 millions $) et Sables pétrolifères (12 millions $). Les résultats ont été contrebalancés en partie par le bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels moindre des secteurs Aval ((78) millions $) et Gaz naturel nord-américain ((21) millions $) et les coûts plus élevés des Services partagés ((12) millions $).

(1) Le bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels du secteur International pour le trimestre terminé le 30 septembre 2007 comprend une perte réalisée de 87 millions $ après impôts (131 millions $ avant impôts) sur les contrats dérivés associés à l'acquisition par la Société d'une participation dans le champ Buzzard.

Le bénéfice net au troisième trimestre de 2007 a été de 776 millions $ (1,59 $/action), comparativement à 678 millions $ (1,36 $/action) à la même période de 2006. Le bénéfice net comprend les gains ou les pertes à la conversion de devises étrangères, les gains ou les pertes non réalisés sur les contrats dérivés associés à Buzzard, ainsi que les gains ou les pertes à la vente d'actifs. Le bénéfice net au troisième trimestre de 2007 a été plus élevé qu'au troisième trimestre de 2006 en raison de gains à la conversion de devises étrangères et des gains plus élevés à la vente d'actifs, contrebalancés en partie par les pertes non réalisées moindres sur les contrats dérivés associés à Buzzard.


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                                 Trois mois terminés    Neuf mois terminés
                                    les 30 septembre      les 30 septembre

(en millions de dollars canadiens)     2007     2006         2007     2006
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
 activités d'exploitation poursuivies 1 340 $    959 $      3 941 $  2 644 $
Augmentation (diminution) des
 éléments hors trésorerie du fonds de
 roulement liés aux activités
 d'exploitation poursuivies            (111)     126         (196)      52
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Flux de trésorerie liés aux activités
 d'exploitation poursuivies avant les
 variations des éléments hors
 trésorerie du fonds de roulement     1 229 $  1 085 $      3 745 $  2 696 $
Flux de trésorerie liés aux activités
 d'exploitation abandonnées               -        -            -       15
Augmentation des éléments hors
 trésorerie du fonds de roulement
 liés aux activités d'exploitation
 abandonnées                              -        -            -        2
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
 activités d'exploitation avant les
 variations des éléments hors
 trésorerie du fonds de roulement     1 229 $  1 085 $      3 745 $  2 713 $
----------------------------------------------------------------------------
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Au troisième trimestre de 2007, les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation poursuivies avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement ont été de 1 229 millions $ (2,52 $/action), en hausse par rapport à 1 085 millions $ (2,17 $/action) au même trimestre de 2006. L'augmentation des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation poursuivies avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement a reflété le bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies plus élevé.

Points saillants des résultats d'exploitation

La production du troisième trimestre tirée des activités poursuivies s'est chiffrée en moyenne à 436 000 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) nets revenant à Petro-Canada en 2007, en forte hausse par rapport à 333 000 bep/j nets au même trimestre de 2006. Les volumes accrus ont reflété l'ajout de projets en mer du Nord (Buzzard, De Ruyter et L5b-C) et une hausse de la production des secteurs Côte Est du Canada et Sables pétrolifères. Ces augmentations ont été légèrement contrebalancées par des baisses dans le secteur Gaz naturel nord-américain. La production au troisième trimestre de 2006 avait été réduite par l'arrêt de Terra Nova pour une révision planifiée.

"Nous sommes en voie de réaliser notre objectif d'une croissance de 15 % de la production d'amont, nos raffineries fonctionnent de façon très efficace et nous faisons progresser nos cinq nouveaux projets de croissance majeurs", a déclaré M. Brenneman.

Dans le secteur Aval, trois principaux facteurs se sont combinés pour réduire le bénéfice au troisième trimestre de 2007, comparativement au troisième trimestre de 2006. Le coût du brut canadien et international traité aux raffineries de la Société a été plus élevé comparativement à celui du brut de référence West Texas Intermediate (WTI), dont le prix sert à établir les prix des produits finis; les marges sur les bitumes et les produits pétrochimiques ont été plus faibles dans l'Est du Canada; et le dollar canadien s'est apprécié, ce qui a contrebalancé la plus grande partie des gains associés aux marges de craquage au port de New York plus élevées.


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                                 Trois mois terminés    Neuf mois terminés
                                    les 30 septembre      les 30 septembre

                                       2007     2006         2007     2006
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Amont - résultats consolidés (1)
 Production avant redevances
  Production de pétrole brut et
   de liquides de gaz naturel
   (LGN), nette (en milliers de
   barils/jour)                       315,1    211,7        300,0    220,7
  Production de gaz naturel,
   nette à l'exclusion des
   produits d'injection
   (en millions de pieds cubes/jour)    723      725          730      746
  Production totale, nette
   (en milliers de barils équivalent
   pétrole/jour) (2)                    436      333          422      345
 Prix moyens réalisés
  Pétrole brut et LGN (en $/baril)    74,32    70,76        69,42    69,40
  Gaz naturel (en $/millier de
   pieds cubes)                        5,28     6,06         6,47     7,07
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
Amont - activités poursuivies
 Production tirée des activités
  poursuivies avant redevances

  Production de pétrole brut et
   de LGN, nette (en milliers de
   barils/jour)                       315,1    211,7        300,0    213,9
  Production de gaz naturel,
   nette à l'exclusion des
   produits d'injection (en
   millions de pieds cubes/jour)        723      725          730      743
  Production totale, nette
   (en milliers de barils
   équivalent pétrole/jour) (2)         436      333          422      338
 Prix moyens réalisés - activités
  poursuivies
  Pétrole brut et LGN (en $/baril)    74,32    70,76        69,42    69,33
  Gaz naturel (en $/millier de
   pieds cubes)                        5,28     6,06         6,47     7,07
----------------------------------------------------------------------------
Aval
 Ventes de produits pétroliers
  (en milliers de mètres cubes/jour)   53,6     54,4         52,8     52,0
 Utilisation moyenne des raffineries
  (en pourcentage)                       99      101           99       93
 Bénéfice d'exploitation du secteur
  Aval après impôts (en cents/litre)    2,1      3,5          3,8      2,7
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Comprend les activités abandonnées.
(2) La production totale comprend les volumes de gaz naturel convertis selon
    un facteur de 6 000 pieds cubes (pi3) de gaz naturel pour un baril de
    pétrole.

STRATEGIE D'ENTREPRISE

La stratégie de Petro-Canada est de créer de la valeur pour les actionnaires en améliorant la rentabilité des activités de base et en réalisant une croissance à long terme rentable.

En 2007, la production d'amont tirée des activités poursuivies devrait croître conformément aux indications fournies d'environ 15 % par rapport à 2006, avec l'entrée en production de nouveaux projets. A plus long terme, le programme de dépenses en immobilisations de Petro-Canada prévoit que cinq projets majeurs qui seront entrepris au cours des prochaines années contribueront de façon importante au bénéfice et aux flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation poursuivies. La raffinerie d'Edmonton est en voie d'être convertie de façon à pouvoir traiter une charge d'alimentation provenant à 100 % de bitume et cette conversion devrait être terminée au quatrième trimestre de 2008. De plus, une décision d'investissement dans un nouveau cokeur à la raffinerie de Montréal devrait être prise au quatrième trimestre de 2007. La Société fait aussi progresser deux importants projets de mise en valeur de sables pétrolifères (l'agrandissement de l'installation in situ MacKay River et le projet intégré de mine et d'usine de valorisation Fort Hills), ainsi qu'un projet de mise en valeur de gaz naturel en Syrie.

Perspectives

Mises à jour sur les activités

  • La production dans les Rocheuses américaines augmente conformément aux prévisions et devrait atteindre 100 millions de pieds cubes équivalent gaz naturel/jour (pi3/j) d'ici la fin de l'exercice
  • Le champ pétrolifère Saxon entrera en production au quatrième trimestre de 2007

Jalons des projets majeurs

  • La construction dans le cadre du projet de conversion de la raffinerie d'Edmonton était achevée à 46 % à la fin du troisième trimestre et elle continue de progresser conformément aux prévisions en vue d'un démarrage au quatrième trimestre de 2008
  • Une décision d'investissement dans un cokeur à Montréal devrait être prise au quatrième trimestre de 2007
  • Les études d'ingénierie et de conception préliminaires pour le projet gazier en Syrie devraient s'achever au début de 2008
  • L'agrandissement de MacKay River est au stade des études d'ingénierie et de conception préliminaires, une décision réglementaire est attendue au quatrième trimestre de 2007 et une décision relative à la sanction du projet devrait être prise au début de 2008
  • Les études d'ingénierie et de conception préliminaires pour le projet Fort Hills devraient se terminer au milieu de 2008 et une décision d'investissement définitive devrait être prise au troisième trimestre de 2008

En septembre 2007, l'Alberta Royalty Review Panel a remis son rapport final et ses recommandations au gouvernement de l'Alberta. Le gouvernement a annoncé son intention de donner suite au rapport de façon officielle en octobre. La Société évalue les incidences de divers scénarios sur ses activités en Alberta dans le cadre de son processus de planification d'entreprise, tant dans le secteur Gaz naturel nord-américain que dans le secteur Sables pétrolifères. Toutes les décisions relatives à des investissements majeurs seront assujetties au résultat final de l'analyse par la Société de la refonte des redevances de l'Alberta.


Résultats des secteurs d'activité

Gaz naturel nord-américain

----------------------------------------------------------------------------
                               Trois mois terminés     Neuf mois terminés
                                  les 30 septembre       les 30 septembre
(en millions de dollars
 canadiens)                        2007       2006       2007        2006
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net                         55  $      78  $     248  $      314 $
----------------------------------------------------------------------------
Gain à la vente d'actifs              -          3         41           3
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation              55  $      75  $     207  $      311 $
----------------------------------------------------------------------------
Suppléments de primes
 d'assurance                          -         (1)         -          (1)
Ajustements d'impôt                   -          -          1           6
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation ajusté
 en fonction des
 éléments inhabituels                55  $      76  $     206  $      306 $
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
 activités d'exploitation
 poursuivies avant
 les variations des éléments
 hors trésorerie du fonds de
 roulement                          130  $     165  $     547  $      603 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Au troisième trimestre de 2007, le secteur Gaz naturel nord-américain a enregistré un bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels de 55 millions $, comparativement à 76 millions $ au troisième trimestre de 2006. Les volumes et les prix réalisés plus faibles, combinés à la charge d'amortissement pour dépréciation et épuisement et aux charges d'exploitation accrues, ont été contrebalancés en partie par les frais d'exploration réduits.


Sables pétrolifères

----------------------------------------------------------------------------
                               Trois mois terminés     Neuf mois terminés
                                  les 30 septembre       les 30 septembre
(en millions de dollars
 canadiens)                      2007         2006       2007        2006
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (1)                  110  $       108  $     187  $      190 $
----------------------------------------------------------------------------
Gain à la vente d'actifs            -            -          1           -
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation           110  $       108  $     186  $      190 $
----------------------------------------------------------------------------
Suppléments de primes
 d'assurance                        -           (2)         -          (2)
Indemnités d'assurance liées à
 Syncrude                           -           12          -          12
Ajustements d'impôt                 -            -          7          44
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation ajusté
 en fonction des
 éléments inhabituels             110  $        98  $     179  $      136 $
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
 activités d'exploitation
 poursuivies avant
 les variations des éléments
 hors trésorerie du fonds de
 roulement                        192  $       196  $     406  $      333 $
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les mouvements des stocks de bitume du secteur Sables pétrolifères ont
    augmenté le bénéfice net de 2 millions $ avant impôts (1 million $
    après impôts) et de 6 millions $ avant impôts (4 millions $ après
    impôts) pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30
    septembre 2007, respectivement. Le même facteur avait réduit le
    bénéfice net de 5 millions $ avant impôts (3 millions $ après impôts)
    et de 3 millions $ avant impôts (2 millions $ après impôts) pour le
    trimestre et la période de neuf mois terminés le 30 septembre 2006,
    respectivement.

Le secteur Sables pétrolifères a enregistré un bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels de 110 millions $ au troisième trimestre de 2007, en hausse par rapport à 98 millions $ au troisième trimestre de 2006. Les prix réalisés et les volumes accrus à Syncrude ont été contrebalancés en partie par la baisse des prix réalisés et des volumes pour le bitume de MacKay River et par la hausse des charges d'exploitation à Syncrude en raison principalement de la production accrue.

International et extracôtier

Au premier trimestre de 2007, la Société a combiné ses secteurs Côte Est du Canada et International sous une même structure de gestion. Le changement optimise et développe les capacités liées à des activités similaires. Les secteurs Côte Est du Canada et International ainsi combinés sont maintenant désignés sous le nom de secteur International et extracôtier.


Côte Est du Canada

----------------------------------------------------------------------------
                               Trois mois terminés     Neuf mois terminés
                                 les 30 septembre        les 30 septembre
(en millions de dollars
 canadiens)                      2007         2006       2007        2006
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net et bénéfice
 d'exploitation (1)               293  $       190  $     883  $      673 $
----------------------------------------------------------------------------
Suppléments de primes
 d'assurance                        -           (8)         -          (8)
Indemnités d'assurance liées à
 Terra Nova                         -           13          7          13
Ajustements d'impôt                 -            -          5          37
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation ajusté
 en fonction des
 éléments inhabituels             293  $       185  $     871  $      631 $
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
 activités d'exploitation
 poursuivies avant
 les variations des éléments
 hors trésorerie du fonds de
 roulement                        387  $       223  $   1 164  $      781 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les mouvements des stocks de pétrole brut du secteur Côte Est du Canada
    ont augmenté le bénéfice net de 23 millions $ avant impôts (15 millions
    $ après impôts) et de 48 millions $ avant impôts (32 millions $ après
    impôts) pour le trimestre et la période de neuf mois terminés le 30
    septembre 2007, respectivement. Le même facteur avait réduit le
    bénéfice net de 12 millions $ avant impôts (7 millions $ après impôts)
    et augmenté le bénéfice net de 13 millions $ avant impôts (9 millions
    $ après impôts) pour le trimestre et la période de neuf mois terminés
    le 30 septembre 2006, respectivement.

Au troisième trimestre de 2007, le secteur Côte Est du Canada a enregistré un bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels de 293 millions $, en hausse par rapport à 185 millions $ au troisième trimestre de 2006. Les prix réalisés plus élevés, les volumes accrus à Terra Nova et à White Rose et les charges d'exploitation plus basses ont été contrebalancés en partie par la production moindre à Hibernia et la charge d'amortissement pour dépréciation et épuisement plus élevée.


International

----------------------------------------------------------------------------
                               Trois mois terminés     Neuf mois terminés
                                 les 30 septembre        les 30 septembre
(en millions de dollars
 canadiens)                      2007         2006       2007        2006
----------------------------------------------------------------------------
Gain net (perte nette) lié(e)
 aux activités poursuivies (1)    200  $       139  $     404  $     (205)$
----------------------------------------------------------------------------
Gain (perte) non réalisé(e)
 sur les contrats dérivés
 associés à Buzzard                70           79        (18)       (207)
Gain à la vente d'actifs            7            -          7          13
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice (perte) d'exploitation
 lié(e) aux activités poursuivies
 (2)                              123  $        60  $     415  $      (11)$
----------------------------------------------------------------------------
Suppléments de primes
 d'assurance                        -           (6)         -          (6)
Indemnités d'assurance liées
 à Scott                            -            -          5           -
Ajustements d'impôt                 -            -         30        (242)
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation lié
 aux activités poursuivies
 ajusté en fonction des
 éléments inhabituels             123  $        66  $     380  $      237 $
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
 activités d'exploitation
 poursuivies avant
 les variations des éléments
 hors trésorerie du fonds de
 roulement                        388  $       132  $   1 027  $      522 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------
(1) Les mouvements des stocks de pétrole brut du secteur International ont
    augmenté le bénéfice net lié aux activités poursuivies de 58 millions $
    avant impôts (13 millions $ après impôts) et de 28 millions $ avant
    impôts (6 millions $ après impôts) pour le trimestre et la période de
    neuf mois terminés le 30 septembre 2007, respectivement. Le même
    facteur avait réduit le bénéfice net lié aux activités poursuivies de
    2 millions $ avant impôts (3 millions $ après impôts) et réduit la
    perte nette liée aux activités poursuivies de 35 millions $ avant
    impôts ((3) millions $ après impôts) pour le trimestre et la période
    de neuf mois terminés le 30 septembre 2006, respectivement.
(2) Dans le cadre de son acquisition d'une participation dans le champ
    Buzzard, dans le secteur britannique de la mer du Nord, en juin 2004,
    la Société a conclu des contrats dérivés portant sur la moitié de sa
    quote-part de la production estimative des trois premières années et
    demie, à compter du 1er juillet 2007. Pour le trimestre et la
    période de neuf mois terminés le 30 septembre 2007, la Société a
    enregistré une perte réalisée de 87 millions $ après impôts (131
    millions $ avant impôts) sur ces contrats.

Le secteur International a enregistré un bénéfice d'exploitation lié aux activités poursuivies ajusté en fonction des éléments inhabituels de 123 millions $ au troisième trimestre de 2007, en hausse par rapport à 66 millions $ au troisième trimestre de 2006. Les volumes accrus provenant de la mer du Nord ont été contrebalancés en partie par la perte réalisée sur les contrats dérivés associés à l'acquisition de Buzzard, les charges d'exploitation accrues, les frais d'exploration et la charge d'amortissement pour dépréciation et épuisement plus élevés. Les frais d'exploration plus élevés ont trait au programme de forage de la Société principalement en Syrie et aux coûts des levés sismiques en Norvège. Les charges d'exploitation et la charge d'amortissement pour dépréciation et épuisement plus élevées sont dues surtout à l'ajout de projets en mer du Nord (Buzzard, De Ruyter et L5b-C).


AVAL

----------------------------------------------------------------------------
                               Trois mois terminés     Neuf mois terminés
                                 les 30 septembre        les 30 septembre
(en millions de dollars
 canadiens)                      2007         2006       2007        2006
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net                      105  $       176  $     548  $      390 $
----------------------------------------------------------------------------
Gain à la vente d'actifs            1            -          6           5
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation           104  $       176  $     542  $      385 $
----------------------------------------------------------------------------
Suppléments de primes
 d'assurance                        -           (6)         -          (6)
Ajustements d'impôt                 -            -          6          41
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice d'exploitation ajusté
 en fonction des
 éléments inhabituels             104  $       182  $     536  $      350 $
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
 activités d'exploitation
 poursuivies avant
 les variations des éléments
 hors trésorerie du fonds de
 roulement                        187  $       328  $     860  $      612 $
----------------------------------------------------------------------------
----------------------------------------------------------------------------

Au troisième trimestre de 2007, le secteur Aval a enregistré un bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels de 104 millions $, en baisse par rapport à 182 millions $ au même trimestre de 2006. Le bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels plus faible du segment Raffinage et approvisionnement a été contrebalancé en partie par les résultats plus élevés du segment Commercialisation.

Le segment Raffinage et approvisionnement a enregistré un bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels de 58 millions $ au troisième trimestre de 2007, nettement en baisse par rapport à 156 millions $ au même trimestre de 2006. Les résultats ont reflété les écarts de prix moins favorables entre les qualités de pétrole brut, les marges plus faibles sur les bitumes et les produits pétrochimiques et les incidences négatives des opérations de change. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par les rendements en produits accrus dans les raffineries et les marges de craquage plus élevées pour l'essence et les distillats.

Le segment Commercialisation a enregistré un bénéfice d'exploitation ajusté en fonction des éléments inhabituels de 46 millions $ au troisième trimestre de 2007, en hausse par rapport à 26 millions $ au même trimestre de 2006. Au troisième trimestre de 2007, les résultats du segment Commercialisation ont reflété les marges accrues sur les carburants et les produits et services non pétroliers.


SOCIETE

----------------------------------------------------------------------------
                               Trois mois terminés     Neuf mois terminés
Services partagés                les 30 septembre        les 30 septembre
(en millions de dollars
 canadiens)                      2007         2006       2007        2006
----------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (perte nette)         13  $       (13) $     (59) $     (158)$
----------------------------------------------------------------------------
Gain (perte) de change             78           (1)       198          59
----------------------------------------------------------------------------
Perte d'exploitation              (65) $       (12) $    (257) $     (217)$
----------------------------------------------------------------------------
Recouvrement (charge) lié(e)
 à la rémunération à base
 d'actions (1)                    (10)          31        (99)        (10)
Ajustements d'impôt                 -            -         (1)        (71)
----------------------------------------------------------------------------
Perte d'exploitation ajustée
 en fonction des
 éléments inhabituels             (55) $       (43) $    (157) $     (136)$
----------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
 activités d'exploitation
 poursuivies avant
 les variations des éléments
 hors trésorerie du fonds de
 roulement                        (55) $        41  $    (259) $     (155)$
----------------------------------------------------------------------------
(1) Reflète la variation de l'évaluation à la valeur de marché de la
    rémunération à base d'actions.

Les Services partagés ont enregistré une perte d'exploitation ajustée en fonction des éléments inhabituels de 55 millions $ au troisième trimestre de 2007, comparativement à une perte de 43 millions $ à la même période de 2006. La perte d'exploitation ajustée en fonction des éléments inhabituels au troisième trimestre de 2007 comprend une charge de 10 millions $ liée à l'évaluation à la valeur de marché de la rémunération à base d'actions, comparativement à un recouvrement de 31 millions $ au troisième trimestre de 2006.

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 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 intégral du communiqué sur les résultats de Petro-Canada pour le troisième trimestre, y compris le rapport de gestion, est disponible sur le site Web de Petro-Canada à http://www.petro-canada.ca/en/investors/845.aspx et sera disponible par l'intermédiaire de SEDAR à http://www.sedar.com/.

Petro-Canada tiendra une conférence téléphonique pour discuter de ces résultats avec les investisseurs le jeudi 25 octobre 2007 à 9 h, heure avancée de l'Est (HAE). Pour y participer, veuillez composer le 1-866-898-9626 (sans frais en Amérique du Nord), le 00-800-8989-6323 (sans frais à l'étranger) ou le 416-340-2216 à 8 h 55 HAE. Les représentants des médias sont invités à écouter la conférence téléphonique en composant le 1-866-540-8136 (sans frais en Amérique du Nord) ou le 416-340-8010 et auront l'occasion de poser des questions à la fin de la conférence. Les personnes qui sont dans l'impossibilité d'écouter la conférence téléphonique en direct pourront en écouter un enregistrement environ une heure après la fin de la conférence en composant le 1-800-408-3053 (sans frais en Amérique du Nord) ou le 416-695-5800 (entrer le code d'accès 3237855#). La conférence téléphonique sera diffusée en direct sur le site Web de Petro-Canada à http://www.petro-canada.ca/en/investors/845.aspx le 25 octobre 2007 à 9 h HAE. Un enregistrement de la conférence sera disponible sur le site Web de Petro-Canada environ une heure après la fin de celle-ci.

AVIS JURIDIQUE - RENSEIGNEMENTS DE NATURE PROSPECTIVE

Ce communiqué contient des renseignements de nature prospective. De tels renseignements se reconnaissent généralement aux termes utilisés, par exemple, "planifier", "anticiper", "prévoir", "croire", "viser", "avoir l'intention de", "s'attendre à", "estimer", "budgéter", ou d'autres expressions similaires qui suggèrent des résultats futurs ou qui constituent des déclarations au sujet d'une perspective. Voici des exemples de référence à des renseignements de nature prospective :

  • stratégies et objectifs de l'entreprise
  • futures décisions d'investissement
  • perspectives (y compris les mises à jour sur les activités et les jalons stratégiques)
  • futures dépenses en immobilisations et futurs frais d'exploration et autres
  • futurs achats et ventes de ressources
  • activités de construction et de réparation
  • révisions dans les raffineries et les autres installations
  • marges de raffinage prévues
  • futurs niveaux de production de pétrole et de gaz naturel et sources de croissance de ceux-ci
  • calendriers et résultats de développement et d'agrandissement d'installations
  • futurs résultats des activités d'exploration et dates d'ici lesquelles certaines zones pourraient être mises en valeur ou entrer en production
  • débits des établissements de vente au détail
  • coûts préalables à la production et coûts d'exploitation
  • estimations des réserves et des ressources
  • redevances et impôts à payer
  • estimations de la production sur la durée de vie des champs
  • capacité d'exporter du gaz naturel
  • futures activités de financement et activités se rapportant au capital (y compris le rachat d'actions ordinaires de Petro-Canada dans le cadre du programme d'offre publique de rachat d'actions dans le cours normal des activités de la Société)
  • passif éventuel (y compris l'exposition potentielle à des pertes liées à des contrats de concessionnaires des ventes au détail)
  • questions environnementales
  • futures approbations réglementaires

De tels renseignements de nature prospective sont soumis à des risques et à des incertitudes connus et inconnus. D'autres facteurs 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. De tels facteurs comprennent, sans s'y limiter :

  • la capacité de l'industrie
  • l'imprécision des estimations des réserves en termes de volumes de pétrole, de gaz naturel et de liquides récupérables à partir de zones de ressources et d'autres sources non actuellement classées en tant que réserves
  • les effets des conditions météorologiques et climatiques
  • les résultats des activités de forages d'exploration et de développement et des activités connexes
  • la capacité des fournisseurs de respecter leurs engagements
  • les décisions ou les approbations de tribunaux administratifs
  • les risques inhérents aux activités pétrolières et gazières au Canada et à l'étranger
  • les taux de rendement prévus
  • les conditions générales de l'économie, des marchés et des affaires
  • les mesures concurrentielles prises par d'autres sociétés
  • les fluctuations des prix du pétrole et du gaz
  • 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 fluctuations des taux d'intérêt et des taux de change
  • 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 modifications apportées à la réglementation environnementale et autre
  • les événements politiques internationaux
  • la nature et la portée des mesures prises par les parties intéressées ou le public en général

Bon nombre de ces facteurs et d'autres facteurs similaires sont indépendants de la volonté de Petro-Canada. Petro-Canada discute plus en détail de ces facteurs dans les documents qu'elle dépose auprès des commissions des valeurs mobilières des provinces canadiennes et de la Securities and Exchange Commission (SEC) des Etats-Unis.

Nous prévenons les lecteurs 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 communiqué sont déclarés en date du 25 octobre 2007 et, sauf exigence contraire de toute loi applicable, Petro-Canada ne les met pas à jour publiquement ni ne les révise. Les renseignements de nature prospective dans ce communiqué sont présentés expressément sous réserve de cette mise en garde.

Présentation de l'information sur les réserves de Petro-Canada

Le personnel d'évaluateurs de réserves qualifiés de Petro-Canada produit les estimations des réserves que la Société utilise. Les commissions des valeurs mobilières des provinces canadiennes ne considèrent pas notre personnel et notre direction responsables de l'évaluation des réserves comme indépendants de la Société. Petro-Canada a obtenu une dispense de certaines exigences canadiennes relatives à la présentation de l'information sur les réserves, ce qui lui permet de présenter l'information conformément aux normes de la SEC. Cette dispense permet la comparabilité de l'information avec celle des sociétés émettrices américaines et internationales.

Par conséquent, Petro-Canada présente officiellement ses données sur les réserves et d'autres renseignements relatifs au pétrole et au gaz en utilisant les exigences et les pratiques des Etats-Unis, qui peuvent différer des normes et des pratiques du Canada. Il est à noter que lorsque nous utilisons le terme bep dans ce communiqué, ce terme peut être trompeur, surtout s'il est employé hors contexte. Le facteur de conversion en bep adopté, soit 6 000 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.

Pour comptabiliser des réserves dans les documents déposés auprès de la SEC, les sociétés pétrolières et gazières doivent prouver que ces réserves peuvent être produites économiquement et légalement dans les conditions économiques et d'exploitation actuelles. La preuve provient de la production réelle ou d'essais des couches concluants. L'utilisation de termes comme "probables", "possibles", "récupérables" ou "réserves et ressources potentielles" dans ce communiqué n'est pas conforme aux lignes directrices de la SEC applicables aux documents déposés auprès de la SEC.

Le tableau ci-dessous décrit les définitions de l'industrie que nous utilisons actuellement :


Définitions que Petro-Canada utilise      Référence
----------------------------------------------------------------------------
Réserves prouvées de pétrole et de gaz    Définition des réserves de la SEC
(comprenant à la fois les réserves        des Etats-Unis (Accounting Rules
prouvées mises en valeur et non mises     Regulation S-X 210.4-10, FASB-69)
en valeur)
----------------------------------------------------------------------------
Réserves non prouvées, probables et       Définitions de CIM (Petroleum
possibles                                 Society) (Canadian Oil and Gas
                                          Evaluation Handbook, Vol. 1
                                          Section 5)
----------------------------------------------------------------------------
Ressources éventuelles et prospectives    Définitions de la Society of
                                          Petroleum Engineers, du World
                                          Petroleum Congress et de
                                          l'American Association of
                                          Petroleum Geologists (approuvées
                                          en février 2000)

Rien ne garantit qu'il soit économiquement viable ou techniquement faisable de produire une partie quelconque des ressources. Pour les besoins de ce communiqué, "ressources totales" fait référence au total des réserves et des ressources.

Selon les règles de la SEC, les réserves prouvées associées à nos activités d'exploitation minière de sables pétrolifères ne sont pas définies en tant qu'activité pétrolière et gazière. Ces réserves sont classées en tant qu'activité minière et sont estimées conformément à l'Industry Guide 7 de la SEC. Pour ses besoins de gestion interne, Petro-Canada considère ces réserves et leur mise en valeur comme faisant partie des activités d'exploration et de production globales de la Société.

Partout dans ce communiqué, qu'il s'agisse des réserves totales de la Société, de la production totale de la Société, du ratio de remplacement des réserves total de la Société ou de l'indice de durée des réserves total de la Société, avant redevances, les montants sont calculés en fonction de la somme de toutes les activités pétrolières et gazières et de toutes les activités d'exploitation minière de sables pétrolifères. Avant redevances, les réserves prouvées associées à l'exploitation minière de sables pétrolifères à la fin de l'exercice 2006 se chiffraient à 345 millions de barils et la production annuelle tirée de l'exploitation minière de sables pétrolifères en 2006 s'est chiffrée à 11 millions de barils.

Renseignements

  • Demandes des investisseurs et des analystes:
    Petro-Canada, Calgary
    Ken Hall, Relations avec les investisseurs
    (403) 296-7859
    Courriel : investor@petro-canada.ca
    ou
    Petro-Canada, Calgary
    Pamela Tisdale, Relations avec les investisseurs
    (403) 296-4423
    Courriel : investor@petro-canada.ca
    ou
    Demandes des médias et du public:
    Petro-Canada, Calgary
    Michelle Harries, Communications de la Société
    (403) 296-3648
    Courriel : corpcomm@petro-canada.ca
    Site Internet : www.petro-canada.ca