Petro-Canada
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Petro-Canada

15 déc. 2005 23h59 HE

Programme d'immobilisations de 2006 : Petro-Canada passe en mode croissance

  • Près de 90 % du programme d'immobilisations vise la croissance rentable et l'accroissement de la rentabilité des activités de base
  • Le recul à court terme de la production d'amont est renversé en 2006 et d'autres ajouts sont à prévoir en 2007 et en 2008
  • Les investissements dans le secteur Aval porteront moins sur le respect de la réglementation et davantage sur les projets de conversion à valeur ajoutée

CALGARY--(CCNMatthews - le 15 déc.) - Le Conseil d'administration de Petro-Canada a approuvé un programme de dépenses en immobilisations et de frais d'exploration totalisant 3,4 milliards $ pour 2006, soit environ le même montant que pour le programme de 2005.

"Nous commençons à récolter les fruits de notre programme visant à bâtir l'entreprise, avec un retour à une production en croissance au cours des quelques prochaines années et une transition vers des projets de conversion à valeur ajoutée dans notre secteur Aval", a déclaré Ron Brenneman, président et chef de la direction.

Le programme d'immobilisations de 2006 comprend : 1,8 milliard $ consacrés aux projets de croissance, à l'exploration et aux nouvelles entreprises; 1,0 milliard $ pour remplacer les réserves dans les régions principales; 395 millions $ pour améliorer les actifs existants et accroître la rentabilité des activités de base; et 265 millions $ pour respecter la nouvelle réglementation. Le programme d'immobilisations de 2006 devrait être financé à même les flux de trésorerie.

La production d'amont de Petro-Canada devrait se situer dans une fourchette de 425 000 à 450 000 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) en 2006. La production pour l'ensemble de l'exercice 2005 devrait être de l'ordre de 415 000 à 430 000 bep/j, ce qui est conforme aux prévisions annoncées antérieurement. La croissance prévue de la production en 2006 est attribuable en grande partie aux volumes additionnels provenant de White Rose, de la troisième phase d'agrandissement de Syncrude, du démarrage de De Ruyter et d'un nouvel emplacement de puits à MacKay River.

M. Brenneman a ajouté : "Le programme de 2006 assure le financement de projets dans tous nos secteurs d'activité, tant en amont qu'en aval. Etant donné le large éventail d'occasions dont nous disposons, nous avons pu sélectionner celles qui représentent la plus grande valeur ajoutée pour le programme de l'an prochain."

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

PERSPECTIVES EN MATIERE DE DEPENSES EN IMMOBILISATIONS

Ce communiqué contient des déclarations prospectives. De telles déclarations se reconnaissent généralement à la terminologie utilisée, par exemple, "planifier", "prévoir", "avoir l'intention de", "s'attendre à", "estimer", "budgéter" ou d'autres expressions similaires. Ces déclarations prospectives comprennent, sans s'y limiter, des références aux niveaux de la production de gaz et de pétrole et aux dépenses en immobilisations. Pour plus de détails sur ces déclarations prospectives, voir la page six du présent communiqué.

Dépenses en immobilisations par priorité

En 2006, près de 90 % du programme d'immobilisations servira à réaliser une croissance rentable et à accroître la rentabilité des activités de base. Cela représente une hausse estimative de 80 % dans ces catégories en 2005. Le pourcentage restant de 10 % du programme d'immobilisations de 2006 sera affecté au respect de la réglementation et à l'amélioration des actifs existants. Cette portion du programme était plus importante en 2005 en raison principalement des investissements pour produire des carburants à combustion propre dans le secteur Aval.


    -------------------------------------------------------------------------
    Priorités en
    matière de
    dépenses en          Prévisions     Prévisions
    immobilisations      pour 2005      pour 2006
    (en millions         Au 26 juillet  Au 15 décembre    Points saillants
    de dollars)          2005(1)        2005(1)               en 2006
    -------------------------------------------------------------------------
    Respect de la            630 $          265 $     Production de carburant
    réglementation                                    diesel à combustion
                                                      propre
    -------------------------------------------------------------------------
    Amélioration des         135            155       Amélioration de la
    actifs existants                                  fiabilité aux
                                                      installations
                                                      principales
    -------------------------------------------------------------------------
    Accroissement de         150            240       Développement des
    la rentabilité des                                réseaux de vente au
    activités de base                                 détail et en gros,
                                                      désengorgement de
                                                      l'usine de lubrifiants
                                                      et amélioration du
                                                      rendement en produits
                                                      des raffineries
    -------------------------------------------------------------------------
    Remplacement des       1 110          1 025       Investissements à
    réserves dans les                                 impact immédiat au sein
    régions principales                               des quatre unités
                                                      d'amont
    -------------------------------------------------------------------------
    Nouveaux projets de    1 035          1 375       Ajout de production
    croissance                                        future grâce à des
                                                      projets de croissance à
                                                      moyen terme
    -------------------------------------------------------------------------
    Exploration et           385            375       Investissements dans
    nouvelles entreprises                             les activités
    visant la croissance                              d'exploration dans
    à long terme                                      l'Ouest du Canada, à
                                                      l'échelle
                                                      internationale et dans
                                                      les Rocheuses
                                                      américaines; et
                                                      évaluation de nouveaux
                                                      projets de mise en
                                                      valeur de sables
                                                      pétrolifères in situ
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                  3 445 $        3 435 $
    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------

Dépenses en immobilisations par secteur

Des dépenses en immobilisations seront engagées dans chacune des quatre unités d'amont ainsi que dans le secteur Aval, reflétant des occasions d'investissement de qualité dans chaque secteur.


    -------------------------------------------------------------------------
                                                  Prévisions     Prévisions
                                                  pour 2005      pour 2006
                                                Au 26 juillet  Au 15 décembre
    (en millions de dollars)                        2005(1)        2005(1)
    -------------------------------------------------------------------------
    Amont
      Gaz naturel nord-américain                       700 $          850 $
      Pétrole de la côte Est                           350            305
      Sables pétrolifères                              490(2)         355
      International                                    795            865
                                                    -------        -------
      Total partiel                                  2 335          2 375
    -------------------------------------------------------------------------
    Aval
      Raffinage                                        915            840
      Commercialisation                                115            150
      Lubrifiants                                       50             40
                                                    -------        --------
      Total partiel                                  1 080          1 030
    -------------------------------------------------------------------------
    Société                                             30             30
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                                            3 445 $        3 435 $
    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------
    (1)  Avec prise d'effet le 1er janvier 2005, la Société a modifié la
         présentation des flux de trésorerie dans l'état des flux de
         trésorerie consolidés conformément à de récentes interprétations de
         la Securities and Exchange Commission (SEC) des Etats-Unis (E.-U.).
         Auparavant, tous les frais d'exploration étaient classés en tant
         qu'activités d'investissement. Avec la modification, les frais
         d'administration, de même que les frais d'exploration géologique et
         géophysique (y compris les programmes sismiques), sont traités comme
         une réduction des flux de trésorerie liés aux activités
         d'exploitation. Les dépenses en immobilisations dans ce tableau sont
         indiquées sur cette base. Les perspectives pour 2005 ont été
         retraitées de façon à refléter la nouvelle présentation des flux de
         trésorerie, ce qui entraîne une diminution de 170 millions $ des
         dépenses en immobilisations par rapport au montant présenté
         antérieurement dans le rapport trimestriel du deuxième trimestre de
         2005.
    (2)  Exclut l'obligation d'achat initiale (264 millions $ sur une base
         actualisée) reliée à l'acquisition par la Société d'une
         participation dans le projet de sables pétrolifères Fort Hills.
         Cette obligation d'achat sera réduite au fil du temps à mesure que
         Petro-Canada financera une portion de la quote-part d'UTS Energy
         Corporation (UTS) à l'égard de la prochaine tranche de 2,5 milliards
         $ de capitaux de développement. Les dépenses en immobilisations
         estimatives de Petro-Canada en 2005, en sus de l'obligation d'achat
         initiale, sont incluses dans ces prévisions. Le 30 novembre 2005,
         Petro-Canada et UTS ont finalisé des accords avec Teck Cominco
         Limited (Teck Cominco) permettant à Teck Cominco d'acquérir une
         participation de 15 % dans le projet de sables pétrolifères
         Fort Hills. Petro-Canada demeure l'exploitant du projet avec une
         participation de 55 % et UTS détient une participation de 30 %.
         Teck Cominco paiera sa participation en finançant une tranche de
         475 millions $ des futures dépenses en immobilisations de
         Petro-Canada et d'UTS.

PERSPECTIVES EN MATIERE DE PRODUCTION CONSOLIDEE

La production d'amont devrait se chiffrer en moyenne entre 425 000 bep/j et 450 000 bep/j en 2006. La fourchette de prévisions de production de Petro-Canada est plus élevée qu'en 2005, principalement en raison de la production additionnelle provenant de White Rose, du démarrage de De Ruyter, de la troisième phase d'agrandissement de Syncrude et d'un nouvel emplacement de puits à MacKay River. Les facteurs qui pourraient avoir une incidence sur la production en 2006 comprennent le rendement des gisements, les résultats de forage, la fiabilité des installations, l'accroissement graduel de la production à White Rose et l'exécution réussie de la révision prévue à Terra Nova.


    -------------------------------------------------------------------------
                                                   Prévisions     Prévisions
                                                   pour 2005      pour 2006
                                                     (+/-)          (+/-)
                                                Au 26 juillet  Au 15 décembre
    (en milliers de bep/j)                           2005           2005
    -------------------------------------------------------------------------
    Gaz naturel nord-américain
      - Gaz naturel                                    113            106
      - Liquides                                        14             14
    -------------------------------------------------------------------------
    Pétrole de la côte Est                              75             94
    -------------------------------------------------------------------------
    Sables pétrolifères
      - Syncrude                                        26             34
      - MacKay River                                    21             25
    -------------------------------------------------------------------------
    International
      - Afrique du Nord/Proche-Orient                  115            113
      - Nord-Ouest de l'Europe                          45             43
      - Nord de l'Amérique latine                       12             12
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                                           415-430        425-450
    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------

Gaz naturel nord-américain

Ce secteur poursuit sa transition vers la production de gaz naturel non classique, avec un objectif de 50 % de la production provenant de sources non classiques d'ici 2010. En outre, le secteur du Gaz naturel nord-américain mettra davantage l'accent sur l'exploration en 2006.

Le secteur du Gaz naturel nord-américain mettra en oeuvre un programme d'immobilisations d'environ 850 millions $ en 2006. Environ 440 millions $ serviront au remplacement des réserves dans les régions principales de l'Ouest du Canada. Les investissements dans l'exploration et les nouvelles entreprises, d'un montant d'environ 235 millions $, seront affectés au développement de possibilités d'approvisionnement à plus long terme dans l'Ouest du Canada, dans les Rocheuses américaines et dans les régions pionnières de l'Alaska et du delta/corridor du Mackenzie. Les immobilisations visant les nouvelles occasions de croissance non classiques dans les Rocheuses américaines et le terminal de regazéification de GNL proposé à Gros-Cacouna sont évaluées à 150 millions $. Les autres dépenses, notamment pour l'entretien des actifs existants, totaliseront environ 25 millions $.

La production du secteur du Gaz naturel nord-américain devrait baisser à 120 000 bep/j, comparativement à une estimation de 127 000 bep/j en 2005. L'épuisement naturel de la production classique dans l'Ouest du Canada sera compensé en partie par les volumes additionnels provenant des Rocheuses américaines. En 2006, la production de gaz non classique devrait représenter environ 25 % de la production. La production dans les Rocheuses américaines doublera pour passer à 100 millions de pieds cubes équivalent gaz naturel par jour d'ici 2007.

Pétrole de la côte Est

En 2006, les dépenses en immobilisations du secteur du Pétrole de la côte Est seront centrées sur le forage de puits de développement à Hibernia, à Terra Nova et à White Rose; l'amélioration de la fiabilité à Terra Nova; et l'avancement du projet Hebron.

Le secteur du Pétrole de la côte Est mettra en oeuvre un programme d'immobilisations de 305 millions $ en 2006. On prévoit qu'environ 275 millions $ seront consacrés au remplacement des réserves à Hibernia, à Terra Nova et à White Rose, ainsi qu'à la mise en valeur du bloc Far East à Terra Nova. Environ 30 millions $ serviront à financer des occasions de croissance telles que le projet Hebron, ainsi que l'exploration et les nouvelles entreprises.

La production du secteur du Pétrole de la côte Est devrait se chiffrer à environ 94 000 bep/j, comparativement à une production estimative de 75 000 bep/j en 2005. L'estimation de production pour 2006 reflète l'accroissement graduel de la production de White Rose et un arrêt planifié de 14 jours pour une révision des installations. En période de production de pointe, White Rose devrait apporter une contribution de 25 000 bep/j aux volumes du Pétrole de la côte Est. Cette augmentation de la production de 2006 sera contrebalancée en partie par une révision d'une durée de 70 à 90 jours à Terra Nova. Aucune révision majeure n'est prévue à Hibernia en 2006.

Sables pétrolifères

En 2006, le secteur des Sables pétrolifères s'est rapproché un peu plus de son objectif visant une production à long terme pleinement intégrée avec la troisième phase d'agrandissement de Syncrude ainsi que les progrès du projet Fort Hills et de l'agrandissement de MacKay River.

Le secteur des Sables pétrolifères mettra en oeuvre un programme d'immobilisations d'environ 355 millions $ en 2006. Les dépenses visant à améliorer les activités existantes, à respecter la réglementation à Syncrude et à améliorer la rentabilité des activités de base à MacKay River devraient totaliser environ 135 millions $. Les dépenses en immobilisations pour les nouvelles occasions de croissance de 165 millions $ comprennent le financement des travaux d'ingénierie et de conception préliminaires pour le projet Fort Hills (125 millions $), ainsi que de la troisième phase d'agrandissement de Syncrude (30 millions $). Des capitaux d'environ 40 millions $ pour l'exploration et les nouvelles entreprises permettront de poursuivre l'évaluation des concessions à MacKay River. Enfin, des investissements de 15 millions $ permettront de remplacer les réserves grâce au développement continu d'emplacements de puits à MacKay River.

En 2006, la production provenant du secteur des Sables pétrolifères devrait atteindre 59 000 bep/j, comparativement à une production estimative de 47 000 bep/j en 2005. La production accrue en 2006 est attribuable au démarrage de la troisième phase d'agrandissement de Syncrude et à l'ajout d'un nouvel emplacement de puits à MacKay River. La troisième phase d'agrandissement de Syncrude devrait être en service d'ici le milieu de 2006 et portera la quote-part de la capacité de production revenant à Petro-Canada de 28 000 bep/j à 42 000 bep/j. La production atteindra ce niveau au terme d'une période d'accroissement graduel de la production sur une période de deux à trois ans. Un nouvel emplacement de puits à MacKay River contribuera à une production cible de 27 000 b/j à 30 000 b/j d'ici la fin de 2006.

Secteur International

Le secteur International met l'accent sur la réalisation de projets de croissance à court terme, principalement dans le Nord-Ouest de l'Europe, et sur la constitution d'un portefeuille d'occasions de croissance à plus long terme par l'intermédiaire d'activités d'exploration et d'expansion de l'entreprise.

En 2006, le secteur International mettra en oeuvre un programme d'immobilisations d'environ 865 millions $. Les investissements pour remplacer les réserves dans les régions principales devraient s'élever à environ 260 millions $. Environ 515 millions $ seront investis dans les nouveaux projets de croissance, l'accent étant mis sur la mise en service de nouveaux projets dans la mer du Nord tels que De Ruyter (démarrage à la fin de 2006), Buzzard (démarrage à la fin de 2006) et Saxon (démarrage à la fin de 2007). Environ 90 millions $ seront consacrés à l'exploration.

La production provenant du secteur International devrait se chiffrer à 168 000 bep/j en 2006, comparativement à une production estimative de 172 000 bep/j en 2005. La production moindre en 2006 reflète l'épuisement naturel des champs en Syrie et dans le Nord-Ouest de l'Europe. Les contributions de nouveaux projets de mise en valeur tels que De Ruyter (10 000 bep/j), Buzzard (60 000 bep/j) et d'autres projets (L5b-C, Saxon, Hejre et La Ceiba) devraient renverser le recul et faire passer les volumes à plus de 200 000 bep/j au cours de la période de 2007 à 2010.

Régime fiscal du Royaume-Uni

Le 5 décembre 2005, le ministre des Finances du Royaume-Uni a annoncé des modifications proposées au régime fiscal applicable à l'exploration et à la production pétrolières et gazières au Royaume-Uni. Les modifications proposées porteraient l'impôt supplémentaire des sociétés de 10 % à 20 % à compter du 1er janvier 2006, ce qui ferait passer le taux marginal d'imposition de Petro-Canada de 40 % à 50 %. Par conséquent, Petro-Canada prévoit enregistrer une charge fiscale hors caisse d'environ 250 millions $ à 300 millions $ en 2006 reflétant la hausse des impôts futurs.


    Sommaire des frais d'exploration

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                                                     Frais
                                                     d'adminis-
                                                     tration,
                                                     frais
                                                     d'exploration
                                                     géologique et
                                                     géophysique
                                     Exploration et  (y compris
                                     nouvelles       les programmes
                                     entreprises     sismiques)
    (en millions de dollars)         en 2006         en 2006           Total
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    Ouest du Canada,
    Rocheuses
     américaines et Sables
     pétrolifères                         255 $           55 $         310 $
    International,
     Pétrole de la côte
     Est, Alaska et
     delta/corridor
     du Mackenzie                         120            130           250
    -------------------------------------------------------------------------
    Total                                 375 $          185 $         560 $
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Le budget total de 375 millions $ pour l'exploration et les nouvelles entreprises comprend des dépenses d'exploration conventionnelle de 255 millions $ pour l'Ouest du Canada, les Rocheuses américaines et les Sables pétrolifères. Le reste du budget d'exploration de Petro-Canada, soit 120 millions $, comprend des dépenses d'exploration dans le secteur International, dans le secteur du Pétrole de la côte Est, en Alaska et dans le delta/corridor du Mackenzie, qui sont gérées de façon globale.

Le budget d'exploration de 120 millions $ fait partie de la stratégie de Petro-Canada qui vise à bâtir un programme d'exploration équilibré. Ce budget exclut 130 millions $ pour les frais d'administration, et les frais d'exploration géologique et géophysique (y compris les programmes sismiques) globaux. Ces dépenses additionnelles font intégralement partie du programme d'exploration de Petro-Canada. Les dépenses d'environ 90 millions $ du secteur International couvrent un programme prévu de 11 puits dans les régions du Nord-Ouest de l'Europe et de l'Afrique du Nord et du Proche-Orient. De plus, un programme sismique mettra l'accent sur Trinité et le secteur britannique de la mer du Nord. Les dépenses de 16 millions $ en Alaska et dans le delta/corridor du Mackenzie devraient mettre l'accent sur l'avancement des zones productives possibles, en attendant les décisions au sujet des pipelines. Les dépenses de 14 millions $ du secteur du Pétrole de la côte Est serviront à préparer pour le forage les zones productives possibles additionnelles dans le bassin Jeanne D'Arc.

Aval

Les dépenses en immobilisations du secteur Aval porteront moins sur les exigences réglementaires et davantage sur la croissance en 2006, en particulier la conversion de la raffinerie d'Edmonton, l'agrandissement de l'usine de lubrifiants et une étude de faisabilité concernant l'ajout d'une unité de cokéfaction à Montréal.

Le secteur Aval disposera d'un budget d'immobilisations d'environ 1 030 millions $ en 2006. Le secteur investira environ 245 millions $ pour le respect de la réglementation, principalement pour produire du carburant diesel à combustion propre aux raffineries d'Edmonton et de Montréal. Ces travaux devraient s'achever d'ici le milieu de 2006. Environ 70 millions $ seront consacrés à l'amélioration des activités existantes. Les améliorations porteront notamment sur la fiabilité et la sécurité des installations, ainsi que sur le stockage des produits et la technologie de l'information au sein des réseaux de vente au détail et de vente en gros. Une autre tranche de 180 millions $ sera investie dans l'amélioration de la rentabilité des activités de base du secteur Aval, ce qui comprend le développement continu des réseaux de vente au détail et en gros et le désengorgement de l'usine de lubrifiants. La plus grande partie du financement de 535 millions $ affecté aux nouveaux projets de croissance servira à faire progresser la conversion de la raffinerie d'Edmonton afin qu'elle puisse traiter des charges d'alimentation issues de sables pétrolifères d'ici 2008.

Information sur la conférence téléphonique

Petro-Canada tiendra une conférence téléphonique et une présentation Web avec diapositives pour discuter des perspectives de 2006 avec les investisseurs le jeudi 15 décembre 2005 à 16 h 30, heure de l'Est. La conférence téléphonique et la présentation Web avec diapositives seront diffusées en direct sur le site Internet de Petro Canada à http://www.petro-canada.ca/eng/investor/9255.htm le 15 décembre à 16 h 30, heure de l'Est. Un enregistrement de la conférence sera disponible sur le site Internet environ une heure après la fin de celle-ci. Les analystes et les investisseurs sont invités à participer à la conférence en composant le 1 866 898-9626 ou le (416) 340-2216 à 16 h 25. Les médias sont invités à participer à la conférence en composant le 1 866 540-8136 ou le (416) 340-8010 et à poser des questions à la fin de la conférence. Les personnes qui sont dans l'impossibilité d'écouter la conférence en direct pourront en écouter un enregistrement environ une heure après la fin de la conférence en composant le 1 800 408-3053 ou le (416) 695-5800 (numéro de code 3168224).

NOTES JURIDIQUES - RENSEIGNEMENTS DE NATURE PROSPECTIVE

Ce communiqué contient des déclarations prospectives. De telles déclarations se reconnaissent généralement à la terminologie utilisée, par exemple, "planifier", "prévoir", "avoir l'intention de", "s'attendre à", "estimer", "budgéter" ou d'autres expressions similaires. Ces déclarations prospectives comprennent, sans s'y limiter, des références aux dépenses en immobilisations et aux autres dépenses futures; aux plans de forage; aux activités de construction; au dépôt de plans de mise en valeur; aux activités sismiques; aux marges de raffinage; aux niveaux de production de pétrole et de gaz naturel et aux sources de croissance de ceux-ci; aux résultats des activités d'exploration et aux dates d'ici lesquelles certaines zones pourraient être mises en valeur ou en production; aux débits des établissements de détail; aux coûts préalables à la production et aux coûts d'exploitation; aux estimations des réserves; à la durée des réserves; à la capacité d'exporter du gaz naturel; et aux questions environnementales. Ces déclarations prospectives sont soumises à des risques et à des incertitudes connus et inconnus ainsi qu'à d'autres facteurs qui pourraient faire en sorte que les résultats, réalisations et niveaux d'activité réels diffèrent de façon importante de ceux qui sont exprimés ou suggérés par de telles déclarations. Ces facteurs comprennent, sans s'y limiter : les conditions générales de l'économie, des marchés et des affaires; la capacité de l'industrie; les mesures concurrentielles prises par d'autres sociétés; les fluctuations des prix du pétrole et du gaz naturel; les marges de raffinage et de commercialisation; la capacité de produire du pétrole brut et du gaz naturel et de transporter ces produits vers les marchés; les effets des conditions météorologiques; les résultats des activités de forage d'exploration et de développement et des activités connexes; les fluctuations des taux d'intérêt et des taux de change; la capacité des fournisseurs de respecter leurs engagements; les mesures prises par les autorités gouvernementales, y compris les hausses d'impôts et de taxes; les décisions ou les approbations de tribunaux administratifs; les modifications apportées aux règlements environnementaux et autres; les risques inhérents aux activités pétrolières et gazières; les taux de rendement prévus; et d'autres facteurs, dont bon nombre sont indépendants de la volonté de Petro-Canada. Ces facteurs sont discutés plus en détail dans les documents déposés par Petro-Canada auprès des commissions des valeurs mobilières des provinces canadiennes et de la SEC des Etats-Unis.

Les lecteurs sont prévenus que la liste de facteurs importants ci-dessus ayant une incidence sur les déclarations prospectives n'est pas exhaustive. De plus, les déclarations prospectives contenues aux présentes sont valables à la date de ce communiqué et Petro-Canada ne s'engage aucunement à mettre à jour publiquement ou à réviser les déclarations prospectives contenues aux présentes en raison de nouveaux renseignements, d'événements futurs ou d'autres motifs. Les déclarations prospectives contenues dans ce communiqué sont présentées expressément sous réserve de cette mise en garde.

Le personnel d'évaluateurs de réserves qualifiés de Petro-Canada produit les estimations des réserves utilisées par la Société. Le personnel et la direction responsables de l'évaluation des réserves ne sont pas considérés comme indépendants de la Société pour les fins des commissions des valeurs mobilières des provinces canadiennes. Petro-Canada a été exemptée 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, en vue d'assurer la comparabilité de l'information avec celle des sociétés émettrices américaines et internationales. Par conséquent, les données sur les réserves et les autres renseignements officiels de Petro-Canada en matière de pétrole et de gaz naturel sont présentés conformément aux exigences et aux pratiques des Etats-Unis en matière de présentation de l'information, qui peuvent différer des normes et des pratiques du Canada. Le terme baril équivalent pétrole (bep) utilisé dans ce communiqué peut être trompeur, surtout s'il est employé hors contexte. Le facteur de conversion en bep adopté, soit 6 000 pi3 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.

La SEC autorise les sociétés pétrolières et gazières, dans les documents qu'elles déposent auprès de la SEC, à déclarer uniquement les réserves prouvées qu'une société a démontrées, à partir de la production réelle ou d'essais des couches concluants, comme pouvant être produites économiquement et légalement dans les conditions économiques et d'exploitation actuelles. L'utilisation de termes comme "probables", "possibles", "récupérables" ou "potentielles" pour qualifier les réserves et les ressources dans ce communiqué n'est pas conforme aux lignes directrices de la SEC pour l'inclusion dans les documents déposés auprès de la SEC.

Renseignements

  • DEMANDES DES INVESTISSEURS ET DES ANALYSTES :
    Gordon Ritchie
    Relations avec les investisseurs
    (403) 296-7691
    ou
    DEMANDES DES MEDIAS ET DU PUBLIC :
    Michelle Harries
    Communications de la Société
    (403) 296-3648