SOURCE: Crescent Point Energy Corp.

Crescent Point Energy Corp.

11 août 2013 22h21 HE

Crescent Point Energy Corp. annonce ses résultats du deuxième trimestre 2013 et des prévisions revues à la hausse pour la production et les flux financiers provenant de l'exploitation en 2013

CALGARY, ALBERTA--(Marketwired - Aug 11, 2013) - Crescent Point Energy Corp. (« Crescent Point » ou la « Société ») (TSX : CPG) a le plaisir d'annoncer ses résultats d'exploitation et financiers pour le trimestre clos le 30 juin 2013. La Société annonce également que ses états financiers non vérifiés et son rapport de gestion pour le trimestre clos le 30 juin 2013 seront disponibles sur le Système électronique de données, d'analyse et de recherche (« SEDAR ») à l'adresse www.sedar.com, ainsi que sur le site Internet de Crescent Point à l'adresse www.crescentpointenergy.com.

FAITS SAILLANTS DES RÉSULTATS FINANCIERS ET D'EXPLOITATION


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                                  Trimestre clos le 30 juin        Semestre clos le 30 juin    
                -------------------------------------------------------------------------------
(en milliers de $CA, sauf                                                                      
 les actions                                                                                   
 et les montants par action                          Variation                        Variation
 et par bep)                      2013       2012       en %       2013       2012       en %  
-----------------------------------------------------------------------------------------------
Résultats financiers                                                                    
Flux financiers provenant de                                                                   
 l'exploitation (1)              504 420    386 318      31       960 363    787 227      22   
  Par action (1)                                                                               
   (2)                              1,31       1,19      10          2,51       2,53      (1)  
Résultat net                      72 332    287 430     (75)       70 720    283 542     (75)  
  Par action (2)                    0,19       0,89     (79)         0,18       0,91     (80)  
Produit d'exploitation                                                                         
 (1)                             130 308    135 009      (3)      244 653    234 212       4   
  Par action (1)                                                                               
   (2)                              0,34       0,42     (19)         0,64       0,75     (15)  
Dividendes versés                                                                       
 ou déclarés                     267 033    225 212      19       534 899    435 769      23   
  Par action (2)                    0,69       0,69       -          1,38       1,38       -   
Ration de distribution (%)                                                                     
 (1) (3)                              53         58      (5)           56         55       1   
  Par action (%)                                                                               
   (1) (2) (3)                        53         58      (5)           55         55       -   
Dette nette (1)                1 825 340  2 003 711      (9)    1 825 340  2 003 711      (9)  
Acquisitions                                                                                   
 d'immobilisations                                                                             
 (montant net) (4)                    30    773 364    (100)       22 145  2 079 269     (99)  
Dépenses                                                                                       
 en immobilisations                                                                            
 pour la mise en valeur                                                                        
 (5)                             256 434    235 984       9       789 149    711 599      11   
Charges de                                                                                     
 désactualisation                                                                       
 et                                                                                            
 environnementales                                                                             
 (5)                               2 614      2 838      (8)        6 887      8 603     (20)  
Nombre moyen                                                                                   
 d'actions                                                                                     
 en circulation                                                                                
 (en millions)                                                                                 
  De base                          383,5      321,4      19         381,0      308,9      23   
  Dilué                            385,1      323,8      19         382,4      311,3      23   
-----------------------------------------------------------------------------------------------
Résultats d'exploitation                                                                
Production quotidienne                                                                         
 moyenne                                                                                       
  Pétrole brut et                                                                       
   LGN (b/j)                     106 609     88 798      20       106 564     85 675      24   
  Gaz naturel                                                                                  
   (kpi3/j)                       67 142     49 046      37        67 004     47 721      40   
-----------------------------------------------------------------------------------------------
  Total (bep/j)                  117 799     96 972      21       117 731     93 629      26   
-----------------------------------------------------------------------------------------------
Prix de vente                                                                                  
 moyens(6)                                                                                     
  Pétrole brut et                                                                       
   LGN ($/b)                       84,65      78,42       8         82,51      82,72       -   
  Gaz naturel                                                               
   ($/kpi3)                         3,93       2,06      91          3,75       2,25      67   
-----------------------------------------------------------------------------------------------
  Total ($/bep)                    78,85      72,85       8         76,82      76,84       -   
-----------------------------------------------------------------------------------------------
Revenu net ($/bep)                                                                             
  Ventes de pétrole                                                                     
   et de gaz                       78,85      72,85       8         76,82      76,84       -   
  Redevances                      (13,15)    (11,52)     14        (13,60)    (12,62)      8   
  Charges                                                                                      
   d'exploitation                 (12,04)    (11,12)      8        (12,05)    (10,82)     11   
  Transport                        (2,27)     (2,11)      8         (2,15)     (2,00)      8   
-----------------------------------------------------------------------------------------------
  Revenu net avant la perte                                                                    
   réalisée sur                                                                  
   instruments dérivés             51,39      48,10       7         49,02      51,40      (5)  
  Perte réalisée                                                                 
   sur                                                                                         
   instruments dérivés             (0,79)     (0,79)      -         (0,61)     (1,87)    (67)  
-----------------------------------------------------------------------------------------------
  Revenu net (1)                   50,60      47,31       7         48,41      49,53      (2)  
-----------------------------------------------------------------------------------------------
(1) Les flux financiers liés à l'exploitation, le produit d'exploitation, le ratio de distribution, la dette nette
    et le revenu net tels qu'ils sont présentés n'ont pas de définition normalisée prescrite par 
    les Normes internationales d'information financière (« IFRS ») ; par conséquent, ils pourraient
    ne pas être comparables aux mesures similaires calculées et présentées par  
    d'autres entités. Veuillez vous reporter à la section Mesures financières non conformes aux PCGR 
    du présent communiqué de presse pour tout complément d'information.                          
(2) Les montants par action (à l'exception des dividendes par action) sont   
    les montants dilués par action.                                         
(3) Le ratio de distribution se calcule en divisant les dividendes versés ou déclarés (y compris 
    la valeur des dividendes versés en application des plans de réinvestissement de dividendes de la 
    Société) par les flux financiers provenant de l'exploitation.                           
(4) Les acquisitions d'immobilisations représentent la contrepartie totale des opérations,
    compte tenu de la dette à long terme et du fonds de roulement assumé, et excluent les       
    coûts des opérations.                                                      
(5) Les charges de désactualisation et environnementales comprennent les coûts   
    liés à la réduction des émissions dans l'environnement, qui sont également inclus dans les dépenses  
    en immobilisations pour la mise en valeur dans le tableau ci-dessus.                                
(6) Les prix de vente moyens sont présentés avant les gains ou les pertes réalisé(e)s sur instruments dérivés et les  
    frais de transport.                                                 

FAITS SAILLANTS DU DEUXIÈME TRIMESTRE 2013

Au deuxième trimestre 2013, Crescent Point a poursuivi l'exécution de sa stratégie commerciale intégrée consistant à acquérir, exploiter et mettre en valeur des propriétés de gaz naturel et de pétrole léger et moyen de grande qualité et à long cycle de vie.


--  Crescent Point a établi un nouveau record de production au deuxième trimestre et
    a atteint une moyenne de 117 799 bep/j, avec une pondération de 91 % en pétrole brut léger et 
    moyen et en liquides. Cela représente une augmentation de 20 827 bep/j et une croissance de la production
    par action de plus de 2 % par rapport au deuxième trimestre 2012. Cela
    représente également une hausse par rapport au premier trimestre 2013, malgré des prévisions 
    au budget de diminutions en glissement trimestriel en raison de l'impact prévu de la 
    débâcle printanière. 

--  Les performances solides de la Société en termes de croissance organique de la production au cours du trimestre 
    sont le résultat de son programme de forage fructueux, en particulier dans l'Utah.
    Les autres facteurs ayant contribué à ces performances en matière de production incluent la 
    réussite continue des injections d'eau de la Société, les déclins moins importants de la Société et une
    débâcle printanière moins grave que prévu. 

--  Crescent Point a généré des flux financiers provenant de l'exploitation historiques de 504,4
    M$ (1,31 $ par action - montant dilué) au deuxième trimestre 2013, soit
    une hausse de 31 % par rapport aux flux financiers provenant de l'exploitation
    de 386,3 M$ (1,19 $ par action - montant dilué) du deuxième trimestre 2012. Les flux financiers
    provenant de l'exploitation ont été stimulés par des revenus d'exploitation nets robustes avant 
    un revenu réalisé sur instruments dérivés de 51,39 $/bep. 

--  En conséquence des solides résultats de la Société en cumul annuel, Crescent Point
    revoit à la hausse ses prévisions de 2013 pour la production et les flux financiers
    provenant de l'exploitation, sans modifier ses estimations des dépenses en immobilisations pour 
    l'exercice, à 1,5 Md$. La production quotidienne moyenne de Crescent Point
    en 2013 devrait augmenter de 114 000 bep/j à 117 500
    bep/j et son taux de production de sortie pour 2013 devrait croître de
    117 000 bep/j à 119 000 bep/j. Les flux financiers provenant de l'exploitation pour 2013
    devraient totaliser environ 2,0 Md$ (5,15 $ par action - montant dilué),
    soit une hausse par rapport à 1,8 Md$ (4,63 $ par action - montant dilué). 

--  Crescent Point a continué de tirer parti du récent redressement des prix du pétrole WTI
    et d'un dollar canadien plus faible en augmentant activement son portefeuille 
    de couverture pour 2013 et 2014. Au 1er août 2013, la Société avait
    couvert 66 % et 52 % de sa production de pétrole prévue, nette de 
    droits de redevance, pour le reste de 2013 et pour 2014. En prenant en compte ses
    couvertures de gaz naturel, la Société a couvert 63 % de sa production totale,
    ajustée pour refléter les redevances, pour le reste de l'exercice 2013. La Société a également
    immobilisé 18 000 b/j de contrats à écart de prix fixe auprès de WTI
    pour le reste de 2013. 

--  Au début du troisième trimestre, le gouvernement de la Saskatchewan a accordé
    une approbation technique pour la première des quatre unités d'injection d'eau à Bakken 
    proposées par la Société. Cette approbation constitue une étape décisive dans la 
    mise en valeur du programme d'injection d'eau dans la zone de ressources de Viewfield 
    Bakken. 

--  Au cours du deuxième trimestre, la Société a dépensé 199,4 M$ dans des activités de forage et 
    de mise en valeur, forant 83 puits (55,8 puits nets), dont 41 puits (26,6 puits nets)
    dans l'Utah, avec un taux de réussite de 100 %. Crescent Point
    a également dépensé 57,0 M$ en installations, en terrains et en matériel d'exploration sismique, ses 
    dépenses en immobilisations ayant totalisé 256,4 M$. 

--  Crescent Point a maintenu des dividendes mensuels constants de 0,23 $ par
    action, totalisant 0,69 $ par action pour le deuxième trimestre 2013. Ce résultat
    est identique au dividende de 0,69 $ par action versé au deuxième trimestre 2012. Sur une
    base annualisée, le dividende du deuxième trimestre est équivalent à un rendement de 7,5
    %, selon un prix moyen pondéré des volumes d'action de
    36,96 $. 

--  Au cours de ce trimestre, la Société a réalisé un placement privé de dette 
    à long terme sous la forme de billets garantis de premier rang auprès d'un groupe d'investisseurs 
    institutionnels.  Les billets émis en application de ce placement sont sans nantissement et 
    ont égalité de rang avec les obligations de Crescent Point en vertu de ses facilités
    bancaires. Au total, 290 millions US$ et 10 millions CA$ ont été levés 
    par l'intermédiaire de trois séries de billets distinctes. Également au cours du deuxième trimestre,
    Crescent Point a renouvelé ses facilités de crédit totalisant 2,1 Md$. La
    facilité de crédit syndiquée non garantie de 2,0 Md$ arrive à échéance
    le 10 juin 2016, et fournira une source de capital à long terme pour
    les stocks destinés à la mise en valeur de la Société. 

--  Crescent Point occupe une position financière robuste en raison de son bilan 
    prudent, de la révision à la hausse de ses prévisions en matière de production et de flux de trésorerie et 
    de l'environnement actuel des prix des matières premières. En conséquence, Crescent Point
    prévoit de réduire le nombre d'actions émises prévu en vertu de son plan
    de réinvestissement des dividendes (« PRD ») à partir du quatrième trimestre par l'intermédiaire de la
    suspension de la partie relative aux primes de son PRD, tout en conservant son
    dividende actuel de 0,23 $ par action et la partie régulière du 
    PRD. En tenant compte de cette modification prévue au PRD, le bilan de la Société 
    reste solide, avec un ratio de la dette nette moyenne projetée par rapport
    au flux de trésorerie sur 12 mois s'élevant à environ 1,0 et une capacité de crédit
    non utilisée significative.

APERÇU DES RÉSULTATS D'EXPLOITATION

Résumé des résultats d'exploitation du deuxième trimestre

Au cours du deuxième trimestre 2013, Crescent Point a continué de mettre activement en œuvre la stratégie commerciale de la direction consistant à générer une croissance durable et à valeur ajoutée des réserves, de la production et des flux de trésorerie au travers de l'acquisition, de l'exploitation et de la mise en valeur de propriétés de gaz naturel et de pétrole léger et moyen de grande qualité et à long cycle de vie.

Crescent Point a établi un nouveau record de production au deuxième trimestre et a atteint une moyenne de 117 799 bep/j, soit une hausse de 20 827 bep/j par rapport au deuxième trimestre 2012. Cela représente une croissance de la production par action de plus de 2 % par rapport au deuxième trimestre 2012. Cela représente également une hausse par rapport au premier trimestre 2013, malgré des prévisions au budget de diminutions en glissement trimestriel en raison de l'impact prévu de la débâcle printanière. Les performances solides de la Société en termes de croissance organique de la production au cours du trimestre sont le résultat de son programme de forage fructueux, en particulier dans l'Utah, où Crescent Point a foré presque 50 % du total des puits forés au cours du deuxième trimestre. Les autres facteurs ayant contribué à ces performances en matière de production incluent la réussite continue des injections d'eau de la Société, les déclins moins importants de la Société et une débâcle printanière moins grave que prévu.

Au cours du deuxième trimestre, la Société a dépensé 199,4 M$ dans des activités de forage et de mise en valeur, forant 83 puits (55,8 puits nets) avec un taux de réussite de 100 % Crescent Point a également dépensé 57,0 M$ en installations, en terrains et en matériel d'exploration sismique, ses dépenses en immobilisations ayant totalisé 256,4 M$.

Résultats de forage

Les tableaux ci-dessous résument nos résultats de forage pour le trimestre et le semestre clos le 30 juin 2013 :


Trimestre clos le                                                                                     
 30 juin 2013                 Gaz  Pétrole  Amortissement Service Activité Total   Réussite nette en %
------------------------------------------------------------------------------------------------------
Sud-Est de la Saskatchewan                                                                            
 et Manitoba                   -      22          -          -        1      23         17,2       100
Sud-Ouest de la Saskatchewan   -      11          -          -        -      11         11,0       100
Sud/Centre de l'Alberta                                                                               
 Et Ouest/Centre de la SK      -       1          -          -        -       1          0,3       100
États-Unis (1)                 -      49          -          -        -      49         28,3       100
------------------------------------------------------------------------------------------------------
Total                          -      83          -          -        1      84         56,8       100
------------------------------------------------------------------------------------------------------

------------------------------------------------------------------------------------------------------
Semestre clos le                                                                                      
30 juin 2013                  Gaz  Pétrole  Amortissement Service Activité Total   Réussite nette en %
------------------------------------------------------------------------------------------------------
Sud-Est de la Saskatchewan                                                                            
 et Manitoba                   -     128          -          1        1     130        105,2       100
Sud-Ouest de la Saskatchewan   -      40          -          -        -      40         40,0       100
Sud/Centre de l'Alberta                                                                               
 Et Ouest/Centre de la SK      -      26          -          -        -      26         18,6       100
États-Unis (1)                 -     116          -          -        -     116         58,3       100
------------------------------------------------------------------------------------------------------
Total                          -     310          -          1        1     312        222,1       100
------------------------------------------------------------------------------------------------------
(1) Le nombre de puits nets est sujet à la décision finale de participation directe.    

Sud-Est de la Saskatchewan et Manitoba

Au début du troisième trimestre, le gouvernement de la Saskatchewan a accordé une approbation technique pour la première des quatre unités d'injection d'eau à Bakken proposées par la Société. Cette approbation constitue une étape décisive dans la mise en valeur du programme d'injection d'eau dans la zone de ressources de Viewfield Bakken.

Les performances de production globales découlant des modèles d'injection d'eau dans la zone de ressources de Viewfield Bakken continuent de dépasser les attentes de Crescent Point. Actuellement, le soutien des injections d'eau affecte positivement plus de 5 000 bep/j de la production de la Société à Bakken, ce qui a entraîné des déclins moins importants et contribué aux résultats historiques de Crescent Point aux premier et deuxième trimestres 2013. Par ailleurs, le cabinet d'ingénierie indépendant de la Société a achevé des études préliminaires sur les modèles d'injection d'eau existants présentant un historique suffisant. Ces études ont révélé que des taux de récupération à long terme allant jusqu'à 30 % sont possibles dans ces zones. Les ingénieurs indépendants présenteront les résultats de ces études, le cas échéant, dans leur évaluation des réserves de fin d'exercice.

Au deuxième trimestre 2013, Crescent Point a participé au forage de 22 puits (16,2 puits nets) dans le Sud-Est de la Saskatchewan et le Manitoba, atteignant un taux de réussite de 100 %. Parmi ces puits, 18 puits (14,8 puits nets) ont été forés dans la zone de ressources en pétrole léger de Bakken, en Saskatchewan. Au deuxième trimestre, la Société a également participé au forage de 5 puits horizontaux (2,4 puits nets) dans des zones conventionnelles. En 2013, la Société prévoit de dépenser environ 490 M$ dans la zone de Bakken en Saskatchewan, un montant qui comprend les dépenses en installations, en terrains et en matériel d'exploration sismique. La Société prévoit aussi de forer jusqu'à 169 puits nets, dont 82 au cours du deuxième semestre de l'exercice en cours.

Au cours du trimestre, Crescent Point a commencé les travaux de construction visant à étendre la capacité de son usine à gaz de Viewfield de 30 Mpi3/j à 42 Mpi3/j afin de permettre une augmentation continue de la production reposant sur la réussite du programme de forage et des faibles déclins. Ces travaux devraient être achevés début 2014 et visent également à permettre une expansion future de 12 Mpi3/j.

Sud-Ouest de la Saskatchewan

Au deuxième trimestre, le gouvernement de la Saskatchewan a accordé un permis acceptant la demande de Crescent Point relative à une unité d'injection d'eau dans la zone de ressources inférieure de Shaunavon. L'approbation de l'Unité volontaire n° 1 de Leitchville, au Nord de Shaunavon, constitue une étape décisive pour les plans de mise en valeur de la zone inférieure de Shaunavon de la Société et permettra à Crescent Point de procéder à des injections d'eau dans la zone inférieure de Shaunavon sur un domaine plus vaste. Crescent Point compte actuellement 3 puits d'injection d'eau en exploitation dans l'Unité volontaire n° 1 de Leitchville, au Nord de Shaunavon. La Société prévoit de convertir un total de 5 puits en puits à injection d'eau en 2013 et jusqu'à 10 puits supplémentaires en 2014. En outre, Crescent Point prévoit de soumettre une demande pour l'approbation d'une deuxième unité adjacente à l'Unité 1 au cours du quatrième trimestre 2013. Sur le terrain, la Société procède actuellement à des injections d'eau dans 31 puits convertis dans les zones non conventionnelles inférieure et supérieure de Shaunavon, avec plusieurs des producteurs compensés indiquant une réaction positive au travers de déclins moins importants et d'une production accrue.

Au cours du deuxième trimestre, la Société à participé au forage de 11 puits (11,0 puits nets) dans le Sud-Ouest de la Saskatchewan, tous dans la zone de Shaunavon, avec un taux de réussite de 100 %. À ce jour, la Société a foré avec succès 40 des 95 puits nets prévus pour la zone de Shaunavon en 2013, dont 8 des 19 puits intercalaires de la zone inférieure de Shaunavon avec un espacement de 8 puits par section. En 2013, Crescent Point prévoit de dépenser environ 315 M$ dans cette zone, y compris en installations, en terrains et en matériel d'exploration sismique.

Au deuxième trimestre, Crescent Point a agrandi son installation de chargement ferroviaire, augmentant sa capacité de 8 000 b/j à 12 000 b/j, et a commencé la construction de deux réservoirs pétroliers, représentant un stockage utile total de 120 000 barils. Ces réservoirs sont adjacents à l'installation de chargement ferroviaire et devraient être opérationnels début 2014.

Au début du trimestre, le pipeline régional transportant la majeure partie de la production de la Société dans le Sud-Ouest de la Saskatchewan a été fermé par l'exploitant pendant environ un mois à titre préventif en raison de conditions propices à des inondations localement, en aval de la production de Crescent Point. Grâce à une combinaison de stockage et de transport par voie ferroviaire et par camions vers d'autres installations, Crescent Point a été en mesure de maintenir ses niveaux de production prévus au budget dans cette zone, ce qui met en évidence notre flexibilité et notre gestion efficace des risques opérationnels pour déplacer la production en dehors des contraintes liées aux pipelines. Le transport par camion supplémentaire a augmenté les frais de transport de la Société au deuxième trimestre.

Sud/Centre de l'Alberta et Ouest/Centre de la Saskatchewan

Crescent Point a réduit l'intensité de ses activités de forage dans la région du Sud/Centre de l'Alberta afin d'évaluer de manière plus approfondie les résultats de forage de 2012, en vue de se concentrer sur l'optimisation et l'évaluation de nouvelles techniques de complétion et de réduire les coûts. Au cours du deuxième trimestre, Crescent Point a participé au forage de 1 puits (0,3 puits net) dans la zone de ressources en pétrole léger du lac Beaverhill, avec un taux de réussite de 100 %. Début mai, Crescent Point et son partenaire ont commencé à injecter de l'eau dans leur premier projet pilote d'injection d'eau dans la zone du lac Beaverhill. Des préparatifs sont en marche pour soumettre une demande relative à un deuxième projet pilote d'injection d'eau en exploitation, situé au Sud du projet pilote existant, avec le démarrage des injections d'eau prévu pour le premier semestre 2014.

États-Unis

La Société reste satisfaite des résultats obtenus à ce jour dans le bassin Uinta, avec des puits en exploitation conformément aux attentes ou les dépassant et des niveaux de production actuels supérieurs à 10 000 bep/j, soit une hausse de 28 % par rapport à la production acquise auprès d'Ute Energy. La Société procède actuellement à l'essai de plusieurs nouvelles techniques de complétions dans cette zone afin d'accroître davantage l'efficacité de la stimulation par fracturation et d'améliorer les taux de reproduction et les récupérations finales. Crescent Point prévoit également de mettre en œuvre un programme sismique 3D couvrant une vaste partie des terrains en exploitation de la Société dans la zone de Randlett au cours du quatrième trimestre 2013.

Au cours du deuxième trimestre, la Société à participé au forage de 41 puits (26,6 puits nets) dans le bassin Uinta, avec un taux de réussite de 100 %. Au total, Crescent Point prévoit de dépenser 195 M$ dans le bassin Uinta en 2013, comprenant le forage de jusqu'à 74 puits nets. À ce jour, la Société a foré 53,4 des 74 puits nets prévus pour le bassin Uinta en 2013.

Au cours du deuxième trimestre, la Société a commencé à utiliser son propre équipement et son propre personnel pour le chargement pétrolier dans un site ferroviaire tiers dans l'Utah. Ses exploitations ferroviaires dans l'Utah ont permis à la Société d'élargir le marché pour le pétrole brut du bassin Uinta au-delà du marché de raffinage de Salt Lake City. Crescent Point prévoit de transférer la totalité de son personnel et de son équipement dans son propre site permanent dans le courant de l'année 2013, avec une capacité initiale dans ce site permanent destinée à dépasser les 10 000 b/j. Les volumes ferroviaires dans le site temporaire s'élèvent actuellement à environ 2 000 b/j.

Crescent Point poursuit ses travaux de délimitation géologique en direction de l'extrémité Nord du champ de Randlett, où un réseau de collecte de gaz a été ajouté début 2013. Jusqu'à 12 puits (10,8 puits nets) sont prévus dans cette zone en 2013, dont 6 (6,0 puits nets) ont été forés à ce jour et sont en cours d'évaluation. En outre, la Société prépare actuellement une demande d'autorisation pour un projet pilote d'injection d'eau dans la zone de Randlett comprenant 4 sections.

Crescent Point collabore avec des partenaires afin de concevoir et participer au forage de jusqu'à 14 puits horizontaux (2,1 puits nets) dans les formations de Wasatch et d'Uteland Butte en 2013. À ce jour, 10 (1,7 puits net) de ces puits ont été forés. Les taux de production initiaux sont encourageants et Crescent Point procède actuellement au contrôle du profil de déclin précoce de ces puits. La Société prévoit d'utiliser des techniques de complétion similaires à celles employées avec succès dans la zone de Viewfield Bakken afin d'augmenter ses taux de récupération dans l'Utah.

Au cours du deuxième trimestre, la Société a également participé au forage de 8 puits (1,7 puits net) dans le Dakota du Nord, ciblant simultanément les formations de Bakken et de Three Forks.

PERSPECTIVES ET PRÉVISIONS REVUES À LA HAUSSE POUR LA PRODUCTION ET LES FLUX FINANCIERS PROVENANT DE L'EXPLOITATION

Crescent Point continue d'exécuter son plan d'affaires consistant à générer une croissance à valeur ajoutée durable des réserves, de la production et des flux de trésorerie au travers de la stratégie intégrée de la direction d'acquisition, d'exploitation et de mise en valeur de propriétés de gaz naturel et de pétrole léger et moyen de grande qualité et à long cycle de vie aux États-Unis et au Canada.

Une fois de plus, Crescent Point a généré des résultats trimestriels historiques, avec une croissance significative de sa production organique et un programme de couverture actif qui a permis à la Société de capitaliser sur la hausse des prix du pétrole WTI et un dollar canadien plus faible.

En conséquence des solides résultats de la Société en cumul annuel, Crescent Point revoit à la hausse ses prévisions de 2013 pour la production et les flux financiers provenant de l'exploitation. La production quotidienne moyenne de Crescent Point en 2013 devrait augmenter de 114 000 bep/j à 117 500 bep/j et son taux de production de sortie pour 2013 devrait croître de 117 000 bep/j à 119 000 bep/j. Les flux financiers provenant de l'exploitation pour 2013 devraient totaliser environ 2,0 Md$ (5,15 $ par action - montant dilué), soit une hausse de 1,8 Md$ (4,63 $ par action - montant dilué).

Crescent Point reste disciplinée concernant son approche relative à ses dépenses en immobilisations et aux opportunités d'acquisition. Les dépenses en immobilisations pour 2013 demeurent actuellement inchangées, à 1,5 Md$. Le programme d'immobilisations de 2013 de la Société vise à réduire les impacts des conditions météorologiques et à maximiser l'efficacité des immobilisations. L'utilisation d'un appareil de forage dans le budget initial de Crescent Point devrait débuter mi-juillet, permettant d'atténuer les effets du climat traditionnellement humide du mois de juin. Crescent Point progresse conformément à ses prévisions dans le cadre de ce programme d'immobilisations, ce qui a permis à la Société de maintenir son programme d'immobilisations de 1,5 Md$, tout en révisant à la hausse ses prévisions en matière de production. Ces prévisions revues à la hausse de la Société sont le résultat de son programme de forage fructueux dans l'Utah, ainsi que de la réussite continue de ses injections d'eau dans les zones de ressources de Bakken et de Shaunavon, de fléchissements moins importants de la Société et d'une débâcle printanière retardée moins grave que prévu. La Société est en bonne position pour obtenir des résultats conformes à ces nouvelles prévisions.

Crescent Point a la possibilité de dépenser des capitaux supplémentaires dans le courant de l'exercice 2013 afin de mettre en valeur ses actifs existants et révisera son budget de dépenses en immobilisations dans les prochains mois dans le contexte de plans préliminaires pour 2014 et de prix des matières premières en vigueur.

« La croissance organique de la production au cours du deuxième trimestre met réellement en relief la force de nos actifs, ainsi que la réussite continue de nos injections d'eau », a déclaré Scott Saxberg, président et chef de la direction. « Même si la débâcle printanière a été moins grave que prévu, nous restons disciplinés en matière de dépenses. Nous avons déjà largement dépassé nos objectifs pour l'exercice et sommes convaincus que le deuxième semestre 2013 sera positif, ainsi que le début de l'exercice 2014. »

Crescent Point a stratégiquement consolidé plusieurs vastes zones de ressources en pétrole en place dans l'Ouest du Canada et aux États-Unis. Cette profondeur de portefeuille permet à la Société d'être en bonne position pour une croissance future, et Crescent Point estime que l'application d'activités de forage intercalaire, d'injections d'eau et de nouvelles technologies dans l'ensemble de sa base d'actifs, parallèlement à une réduction potentielle des coûts et à une amélioration des taux de récupération, devrait créer de la valeur additionnelle à long terme pour ses actionnaires. Pour le reste de l'exercice 2013, la Société prévoit de se concentrer sur la poursuite du développement de plusieurs nouvelles techniques et nouveaux concepts de production, de mise en valeur et de complétion, ainsi que sur l'exécution de ses projets de croissance organique dans l'ensemble de sa base d'actifs.

Par ailleurs, Crescent Point prévoit de continuer la mise en valeur de ses programmes d'injection d'eau en expansion dans les zones de Bakken et de Shaunavon, où de récentes approbations par le gouvernement de la Saskatchewan contribuent à la progression des plans d'injection d'eau de la Société. Ces injections d'eau, ainsi que celles réalisées dans la zone de ressources de Viking, continuent de donner des résultats positifs, et Crescent Point poursuit l'examen des résultats de son programme d'injection d'eau récemment entamé dans la zone de ressources du lac Beaverhill. Au cours du prochain exercice, la Société prévoit également de démarrer un programme d'injection d'eau dans le bassin Uinta.

Crescent Point occupe une position financière robuste en raison de son bilan prudent, de la révision à la hausse de ses prévisions en matière de production et de flux de trésorerie et de l'environnement actuel des prix des matières premières. La Société prévoit de gérer de manière proactive les niveaux de participation de son PRD au cours des prochains trimestres afin d'optimiser son bilan au regard de ses opportunités de croissance à court et à long terme et de son stock de puits à rendement élevé. Crescent Point prévoit de réduire le nombre de nouvelles actions émises en vertu de la partie relative aux primes de son PRD à partir du quatrième trimestre par le biais de la suspension de la partie relative aux primes de son PRD, tout en conservant son dividende actuel de 0,23 $ par action et la partie régulière du PRD. En tenant compte de cette modification prévue au PRD, le bilan de la Société reste solide, avec un ratio de la dette nette moyenne projetée par rapport au flux de trésorerie sur 12 mois s'élevant à environ 1,0 et une capacité de crédit non utilisée significative. La Société reste disciplinée concernant son approche relative à ses dépenses en immobilisations, aux opportunités d'acquisition et à la gestion du bilan.

« La réduction des niveaux de participation de notre PRF s'inscrit dans le cadre de notre stratégie actuelle d'exécution de notre plan d'affaires sur tous les fronts et aura pour résultat une baisses des actions émises par l'intermédiaire du programme », a ajouté M. Saxberg. « Nous nous concentrons sur l'application de nouvelles technologies dans l'ensemble de notre base d'actifs avec pétrole en place dans le but d'accroître nos taux de récupération et nos réserves. Et nous sommes disciplinés en matière de coûts, ce qui va nous permettre d'augmenter davantage notre rendement ainsi que notre vaste stock de puits. »

Crescent Point poursuit la mise en œuvre de sa stratégie de couverture WTI disciplinée afin de produire un niveau de certitude accru concernant ses flux de trésorerie et ses dividendes. Au 1er août 2013, la Société avait couvert 66 %, 52 %, 28 % et 11 % de sa production de pétrole prévue, nette de droits de redevance, pour le reste de 2013 et pour 2014, 2015 et 2016 respectivement. Les prix de couverture trimestriels moyens du pétrole varient entre 90 et 93 CA$/b. De plus, la Société a immobilisé 18 000 b/j de contrats à écart de prix fixe auprès de WTI pour le reste de 2013. Les prix de vente sont fixés à des niveaux supérieurs à 90 CA$/b.

Selon la direction de Crescent Point, grâce à sa base de réserve de grande qualité, à la mise en valeur de ses stocks de puits, à son excellent bilan et à son programme de gestion des risques solide, la Société est en bonne position pour continuer à générer des résultats d'exploitation et financiers robustes tout au long de l'exercice 2013 et au-delà.

PRÉVISIONS POUR 2013

Le tableau ci-dessous présente les prévisions revues à la hausse de la Société pour 2013 :


------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

Production                                                              Prévisions antérieures   Prévisions revues
  Pétrole et LGN (b/j)                                                                 103 500             106 667
  Gaz naturel (kpi3/j)                                                                  63 000              65 000
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Total (bep/j)                                                                          114 000             117 500
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Sortie (bep/j)                                                                         117 000             119 000
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Flux financiers provenant de l'exploitation (en milliers de $)                       1 790 000           1 990 000
Flux financiers par action - montant dilué ($)                                            4,63                5,15
Dividendes en espèces par action ($)                                                      2,76                2,76
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations (1)                                                                                   
  Forage et complétions (en milliers de $)                                           1 288 000           1 288 000
  Installations, terrains et matériel d'exploration sismique (en milliers de $)        212 000             212 000
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Total (en milliers de $)                                                             1 500 000           1 500 000
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Prix de référence                                                                                                 
  Pétrole brut WTI ($US/b)                                                               92,00               98,00
  Pétrole brut WTI ($CA/b)                                                               93,88              101,03
  Écart du prix du pétrole de la Société (%)                                                14                  13
  Gaz naturel - AECO ($CA/kpi3)                                                           3,75                3,25
  Taux de change ($US/$CA)                                                                0,98                0,97
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
(1) La projection des dépenses en immobilisations exclut les acquisitions, lesquelles sont 
    prises en compte et évaluées séparément.                                     

AU NOM DU CONSEIL D'ADMINISTRATION

Scott Saxberg, président et chef de la direction

8 août 2013

Mesures non conformes aux PCGR

Toutes les « perspectives financières » ou « informations financières prospectives » figurant dans le présent communiqué de presse, telles que définies par les lois applicables sur les valeurs mobilières, ont été approuvées par la direction de Crescent Point. Ces perspectives financières ou informations financières prospectives sont fournies à titre d'information sur les attentes et plans actuels de la direction à l'égard de l'avenir. Il est recommandé au lecteur de ne pas s'y fier à d'autres fins.

Dans le présent communiqué de presse, la Société emploie les termes suivants : « flux financiers liés à l'exploitation », « flux financiers liés à l'exploitation par action », « flux financiers liés à l'exploitation - montant dilué par action », « produit d'exploitation », « produit d'exploitation par action », « produit d'exploitation - montant dilué par action », « dette nette », « revenu net », « capitalisation boursière », « capitalisation totale » et « ratio de distribution ». Ces termes n'ont pas de définition normalisée prescrite par les normes IFRS ; par conséquent, ils pourraient ne pas être comparables aux mesures similaires calculées et présentées par d'autres émetteurs.

Les flux financiers provenant de l'exploitation sont calculés en fonction du flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation avant la variation du fonds de roulement hors trésorerie, les coûts des opérations et les charges de désactualisation. Les flux financiers provenant de l'exploitation par action et les flux financiers provenant de l'exploitation - montant dilué par action sont calculés en divisant les flux financiers provenant de l'exploitation par le nombre pondéré moyen d'actions en circulation de base et diluées respectivement. La direction utilise les flux financiers liés à l'exploitation comme une mesure essentielle permettant d'évaluer la capacité de la Société à financer ses dividendes, ses activités d'exploitation, ses dépenses en immobilisations et ses remboursements de créances. Les flux financiers provenant de l'exploitation tels que présentés ne visent pas à représenter les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation, le bénéfice net ou d'autres mesures de la performance financière calculées conformément aux normes IFRS.

Le tableau ci-dessous présente le rapprochement des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation et des flux financiers provenant de l'exploitation :


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                                            Trimestre clos le          Semestre clos le      
                                                 30 juin                    30 juin          
                                                          Variation                 Variation
(en milliers de $)                          2013     2012      en %     2013     2012    en %
---------------------------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie provenant des                                                      
 activités d'exploitation                463 194  417 518       11   922 433  718 365     28 
Variation du fonds de                                                                        
 roulement hors trésorerie                38 010  (37 495)    (201)   27 556   54 450    (49)
Coûts des opérations                       1 935    4 505      (57)    5 349    7 432    (28)
Charges de                                                                                   
 désactualisation                          1 281    1 790      (28)    5 025    6 980    (28)
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Flux financiers provenant de                                                                 
 l'exploitation                          504 420  386 318       31   960 363  787 227     22 
---------------------------------------------------------------------------------------------

Le produit d'exploitation est calculé en fonction du résultat net avant amortissement des terrains d'exploration et d'évaluation non mis en valeur, les gains ou pertes non réalisé(e)s sur instruments dérivés, le gain ou la perte de change non réalisé(e) sur la conversion de billets garantis de premier rang en $US et les gains ou pertes non réalisé(e)s sur les titres négociables et les investissements à long terme. Le produit d'exploitation par action et le produit d'exploitation - montant dilué par action sont calculés en divisant le produit d'exploitation par le nombre pondéré moyen d'actions en circulation de base et diluées respectivement. La direction utilise le produit d'exploitation pour présenter une mesure de la performance financière qui est davantage comparable entre différentes périodes. Le produit d'exploitation tel que présenté ne vise pas à représenter le bénéfice net ou d'autres mesures de la performance financière calculées conformément aux normes IFRS.

Le tableau ci-dessous présente le rapprochement du résultat net et du produit d'exploitation :


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                                                        Trimestre clos le 30 juin     Semestre clos le 30 juin
                                                                        Variation                    Variation
(en milliers de $)                                        2013      2012     en %      2013      2012     en %
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Résultat net                                            72 332   287 430      (75)   70 720   283 542     (75)
Amortissement des terrains                                                                                    
 d'exploration et d'évaluation non mis en valeur        69 568    60 191       16   139 035   116 822      19 
Pertes (gains)                                                                                                
 non réalisé(e)                                                                                               
 sur instruments dérivés                               (43 699) (369 360)     (88)   34 476  (279 917)   (112)
Perte de change                                                                                               
 non réalisée sur                                                                                             
 la conversion de billets                                                                                     
 garantis de premier                                                                                          
 rang en $US                                            34 667    18 422       88    48 903    10 878     350 
Perte non réalisée sur                                                                                        
 les investissements                                                                                          
 à long terme                                           12 545    70 616      (82)    8 909    74 308     (88)
Impôts différés                                                                                               
 liés aux                                                                                                     
 ajustements                                           (15 105)   67 710     (122)  (57 390)   28 579    (301)
--------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Produit d'exploitation                                 130 308   135 009       (3)  244 653   234 212       4 
--------------------------------------------------------------------------------------------------------------

La dette nette est calculée en ajoutant le passif à court terme et la dette à long terme, moins l'actif à court terme et les investissements à long terme, mais exclut l'actif dérivé, le passif dérivé et la perte de change non réalisée sur la conversion de billets garantis de premier rang en $US. La direction utilise la dette nette comme mesure essentielle afin d'évaluer la liquidité de la Société.

Le tableau ci-dessous présente un rapprochement de la dette à long terme et de la dette nette :


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(en milliers de $)                             30 juin 2013    30 juin 2012   Variation en % 
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Dette à long terme                                1 648 799       1 949 082             (15) 
Passif à court terme                                705 090         463 300              52  
Actif à court terme                                (350 234)       (341 838)              2  
Investissements à long terme                        (75 997)        (97 867)            (22) 
Exclus :                                                                                     
  Actif dérivé                                        5 911          54 603             (89) 
  Passif dérivé                                     (57 150)         (4 741)          1 105  
  Perte de change non réalisée sur                                                           
   la conversion de billets garantis                                                         
   de premier rang en $US                           (51 079)        (18 828)            171  
---------------------------------------------------------------------------------------------
Dette nette                                       1 825 340       2 003 711              (9) 
---------------------------------------------------------------------------------------------

Le revenu net est calculé par bep en tant que ventes de pétrole et de gaz, moins les redevances, les charges d'exploitation, les frais de transport et les gains et pertes réalisé(e)s sur instruments dérivés. Le revenu net est employé par la direction pour mesurer les résultats d'exploitation par bep afin d'analyser plus efficacement les performances par rapport aux périodes précédentes sur une base comparable.

Le ratio de distribution et le ratio de distribution - montant dilué par action sont calculés en pourcentage en divisant les dividendes versés ou déclarés (y compris la valeur des dividendes versés en application des plans de réinvestissement de dividendes de la Société) par les flux financiers provenant de l'exploitation. Le ratio de distribution est utilisé par la direction pour contrôler la ligne de conduite en matière de dividendes et le montant de flux financiers provenant de l'exploitation conservé par la Société à titre de réinvestissement du capital.

Énoncés prospectifs

Certains énoncés figurant dans le présent communiqué de presse constituent des énoncés prospectifs. Tous les énoncés prospectifs reposent sur les croyances de Crescent Point et sur ses hypothèses qui se fondent sur les informations disponibles au moment où elles sont émises. L'utilisation de termes tels que « pourrait », « devrait », « anticiper », « s'attendre à », « croire », « projeté », « soutenir », « continuer », « stratégie », « potentiel », « projet », « croître », « tirer parti de », « estimer » et « en bonne position », ainsi que le recours au futur et au conditionnel et à d'autres expressions et énoncés semblables visent à identifier les énoncés prospectifs. De par leur nature, ces énoncés prospectifs impliquent des risques connus et inconnus, des incertitudes et d'autres facteurs qui sont susceptibles d'entraîner un écart sensible entre les résultats ou événements réels et ceux qui sont anticipés dans lesdits énoncés prospectifs. Crescent Point estime que les attentes reflétées dans ces énoncés prospectifs sont raisonnables, mais aucune garantie ne peut être fournie quant au fait que ces attentes s'avèreront correctes. Il est donc recommandé au lecteur de ne pas se fier indûment aux énoncés prospectifs figurant dans le présent communiqué de presse. Ces énoncés sont valables à la date du présent communiqué de presse ou, le cas échéant, à la date spécifiée dans les documents spécifiquement cités dans la présente.

En particulier, le présent communiqué de presse contient des énoncés prospectifs ayant trait aux aspects suivants : les caractéristiques de performance des propriétés de pétrole et de gaz naturel de Crescent Point, les niveaux de production de pétrole et de gaz naturel anticipés, les niveaux de dépenses en immobilisations attendus, les programmes de forage, le coût futur du forage de puits, y compris les économies associées anticipées, l'emploi de techniques de simulation ayant recours à des substances acides, le lancement et la mise en valeur continue des programmes d'injection d'eau prévus et existants, l'impact anticipé des injections d'eau sur les déclins et les réserves de la Société, la qualité des réserves de pétrole et de gaz naturel de Crescent Point et les flux de trésorerie futurs anticipés provenant de ces réserves, le nombre de sites de forage inclus dans les stocks, les projections des prix et des coûts des matières premières, l'offre et la demande de pétrole et de gaz naturel, les attentes concernant la capacité de mobiliser des capitaux et d'augmenter les réserves de façon continue au travers d'acquisitions et de mises en valeur, la réduction possible du nombre de nouvelles actions disponibles aux fins d'émission en vertu de la partie relative aux primes du PRD de la Société, les niveaux d'endettement attendus et les facilités de crédit, les plans d'expansion et de construction d'installations ainsi que le calendrier prévu jusqu'à leur complétion, les livraisons prévues par voie ferroviaire, l'ajout d'installations de chargement ferroviaire, notamment dans l'Utah, la débâcle printanière attendue et le traitement en vertu des régimes règlementaires gouvernementaux ainsi que l'état de certaines autorisations gouvernementales.

De par leur nature, ces énoncés prospectifs sont assujettis à un certain nombre de risques, d'incertitudes et d'hypothèses, qui sont susceptibles d'entraîner un écart sensible entre les résultats réels ou d'autres attentes par rapport à ceux anticipés, notamment les risques importants décrits dans notre notice annuelle dans la section « Facteurs de risque », ainsi que dans notre rapport de gestion pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, dans les sections « Facteurs de risque » et « Informations prospectives ». Les hypothèses importantes sont décrites dans le rapport de gestion pour l'exercice clos le 31 décembre 2012, dans les sections « Dividendes », « Dépenses en immobilisations », « Responsabilité en matière de désactualisation », « Sources de liquidités et de financement », « Estimations comptables cruciales », « Futures modifications des principes comptables » et « Perspectives », ainsi que dans le rapport de gestion pour la période close le 30 juin 2013, dans les sections « Dividendes », « Dépenses en immobilisations », « Responsabilité en matière de désactualisation », « Sources de liquidités et de financement », « Modifications des principes comptables » et « Perspectives ». Les résultats réels peuvent être sensiblement différents de ceux anticipés dans ces énoncés prospectifs en conséquence des risques importants décrits dans les sections mentionnées et qui incluent, sans limitation : le risque financier lié à la commercialisation des réserves à un prix acceptable, compte tenu des conditions du marché, la volatilité des prix du pétrole et du gaz naturel sur le marché, les retards des activités commerciales, l'utilisation restreinte des pipelines, les éruptions, le risque lié à l'exploitation avec le moins d'effet possible sur l'environnement, les conditions dans le secteur d'activité, y compris les changements apportés aux lois et aux règlements, dont l'adoption de nouvelles lois et de nouveaux règlements en matière d'environnement et des modifications portant sur les modalités d'interprétation et d'application, les incertitudes liées à l'estimation des réserves de pétrole et de gaz naturel, le risque économique lié à la découverte et à la production de réserves à un coût raisonnable, les incertitudes liées aux plans et approbations des partenaires, les questions opérationnelles liées aux propriétés qui ne sont pas en exploitation, l'intensification de la concurrence, notamment en ce qui a trait aux capitaux et à l'acquisition de réserves et de terrains non mis en valeur, la concurrence pour et la disponibilité d'employés ou de dirigeants qualifiés, l'évaluation inexacte de la valeur des acquisitions et des programmes d'exploration et de mise en valeur, des problèmes imprévus de nature géologique et technique ainsi que ceux liés au forage, à la construction et à la transformation, la disponibilité d'assurances, les fluctuations des taux de change et des taux d'intérêt, la volatilité des marchés boursiers, l'incapacité à réaliser les bénéfices prévus des acquisitions, les conditions générales de l'économie, des marchés et des affaires, les incertitudes liées aux approbations règlementaires, l'incertitude entourant les modifications des politiques gouvernementales, les incertitudes liées aux facilités de crédit et au risque de crédit associé aux contreparties et les modifications des lois d'impôts sur le revenu, des lois fiscales, des taux de redevance à la Couronne et des programmes incitatifs ayant trait à l'industrie pétrolière et gazière.

Les barils équivalent pétrole (« bep ») peuvent être trompeurs, en particulier s'ils sont employés hors contexte. Un taux de conversion bep de 6 kpi3/b est fondé sur une méthode de conversion d'équivalence énergétique principalement applicable au niveau du bec de brûleur et ne représente pas une équivalence en valeur au niveau de la tête de puits.

Le cumul des frais d'exploration et de mise en valeur encourus au cours de l'exercice financier le plus récent et la modification au cours de l'exercice de l'estimation des frais de mise en valeur futurs ne reflèteront généralement pas les frais de découverte et de mise en valeur liés aux ajouts de réserves pour l'exercice.

Des renseignements complémentaires sur ces facteurs et d'autres susceptibles d'affecter les résultats d'exploitation et financiers de Crescent Point sont inclus dans les rapports de Crescent Point déposés auprès des autorités de règlementation des valeurs mobilières canadiennes. Il est recommandé au lecteur de ne pas se fier indûment à ces informations prospectives, qui sont fournies à la date indiquée dans le présent communiqué de presse et Crescent Point décline toute obligation quant à la mise à jour ou à la révision de toute information prospective, que ce soit à la lumière de nouvelles informations, de futurs événements ou pour toute autre raison, à moins que les lois applicables ne l'exigent.

Crescent Point est un producteur de gaz et de pétrole classique dont les actifs sont stratégiquement concentrés dans des propriétés comprenant des réserves en exploitation de grande qualité et de longue durée de vie de gaz naturel et de pétrole léger et moyen, aux États-Unis et au Canada.

Les actions de Crescent Point se négocient à la Bourse de Toronto sous le symbole CPG.

Renseignements



  • Contacts :
    Crescent Point Energy Corp.
    Greg Tisdale
    Directeur financier
    (403) 693-0020 ou numéro sans frais (États-Unis et Canada) : 888-693-0020
    (403) 693-0070 (FAX)

    Crescent Point Energy Corp.
    Trent Stangl
    Vice-président du marketing et des relations avec les investisseurs
    (403) 693-0020 ou numéro sans frais (États-Unis et Canada) : 888-693-0020
    (403) 693-0070 (FAX)

    Crescent Point Energy Corp.
    Suite 2800, 111-5th Avenue S.W.
    Calgary, Alberta T2P 3Y6
    www.crescentpointenergy.com