Petro-Canada: La fiabilité des activités favorise de solides résultats au deuxième trimestre

CALGARY, ALBERTA–(EMWNews – 24 juillet 2008) –

Points saillants

• Une solide production conforme aux indications fournies contribue à des révisions réussies et des activités fiables
• Les contrats définitifs ont été signés en Libye, ce qui ajoute des réserves et prolonge de 30 ans la durée prévue
• Le projet de conversion de la raffinerie d’Edmonton est achevé à 92 % et progresse comme prévu en vue d’un démarrage des installations au quatrième trimestre de 2008
• Hausse de 54 % du dividende trimestriel annoncée le 23 juillet 2008, qui sera versé à compter du 1er octobre 2008

Petro-Canada a annoncé aujourd’hui un bénéfice d’exploitation de 1 151 millions $ (2,38 $/action) pour le deuxième trimestre, en hausse de 43 % comparativement à 805 millions $ (1,63 $/action) au deuxième trimestre de 2007. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement au deuxième trimestre de 2008 ont été de 1 979 millions $ (4,09 $/action), en hausse de 47 % par rapport à 1 350 millions $ (2,74 $/action) au même trimestre de l’exercice précédent.

Le bénéfice net a été de 1 498 millions $ (3,10 $/action) au deuxième trimestre de 2008, comparativement à 845 millions $ (1,71 $/action) au même trimestre de 2007.

“Nous avons connu un autre solide trimestre, tant sur le plan opérationnel que financier”, a déclaré Ron Brenneman, président et chef de la direction. “Durant le deuxième semestre de l’exercice, nous continuerons d’exécuter nos priorités – dégager de la valeur aujourd’hui et réaliser les avantages de notre stratégie à long terme.”

Résultats du deuxième trimestre



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                           Trimestres terminés les   Semestres terminés les 

                                   30 juin                  30 juin

(en millions de dollars      2008           2007       2008           2007

 canadiens, sauf 

 indication contraire) 

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Résultats consolidés

Bénéfice d'exploitation (1) 1 151 $          805  $   2 097 $        1 385 $

 - en $/action               2,38           1,63       4,33           2,80

Bénéfice net                1 498            845      2 574          1 435

 - en $/action               3,10           1,71       5,32           2,90

Flux de trésorerie liés 

 aux activités 

 d'exploitation avant les 

 variations des éléments 

 hors trésorerie du fonds 

 de roulement (2)           1 979          1 350      3 831          2 516

  - en $/action              4,09           2,74       7,92           5,08

Dividendes - en $/action     0,13           0,13       0,26           0,26

Programme de rachat 

 d'actions                      -            428          -            515

  - en millions d'actions       -            8,0          -           10,0

Dépenses en immobilisations 2 141 $          783  $   3 157 $        1 516 $

Nombre moyen pondéré 

 d'actions ordinaires en 

 circulation 

 (en millions d'actions)    483,8          493,1      483,8          495,1

Production totale nette, 

 avant redevances 

 (en milliers de bep/j) (3)   414            425        421            415

Rendement d'exploitation 

 du capital investi 

 (en pourcentage) (4)    

  Amont                                                35,1           24,3

  Aval (4)                                              3,3           14,9

  Total - Société (4)                                  20,6           19,7

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1. Pour évaluer le rendement d'exploitation, la Société utilise le bénéfice

   d'exploitation (qui représente le bénéfice net, excluant les gains ou 

   les pertes à la conversion de la dette à long terme libellée en devises

   étrangères et à la vente d'actifs, excluant la variation de la juste 

   valeur des contrats dérivés associés à Buzzard (s'applique aux exercices

   2007 et antérieurs seulement), incluant l'ajustement au titre du coût 

   actuel estimatif des approvisionnements du secteur Aval et excluant les

   évaluations à la valeur de marché de la rémunération à base d'actions,

   l'ajustement lié à la ratification des contrats d'accord d'exploration

   et de partage de la production (CPEP) en Libye, les ajustements d'impôt,

   la dépréciation d'actifs et les indemnités d'assurance - voir en page 3,

   MESURES NON DEFINIES PAR LES PCGR).

2. Liés aux activités d'exploitation avant les variations des éléments hors

   trésorerie du fonds de roulement (voir en page 3, MESURES NON DEFINIES 

   PAR LES PCGR).

3. La production totale comprend les volumes de gaz naturel convertis en

   équivalent pétrole selon un facteur de 6 000 pieds cubes (pi3) de gaz 

   naturel pour un baril de pétrole

4. Les rendements sont calculés selon une moyenne mobile sur 12 mois. En 

   2008, le rendement d'exploitation du capital investi pour Aval et 

   Total - Société inclut l'ajustement au titre du coût actuel estimatif

   des approvisionnements du secteur Aval.

MESURES NON DEFINIES PAR LES PCGR

Les flux de trésorerie et les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement sont couramment utilisés dans l’industrie pétrolière et gazière et par Petro-Canada pour aider la direction et les investisseurs à analyser le rendement d’exploitation, le levier financier et les liquidités. En outre, le budget d’investissement de la Société a été préparé en fonction des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation prévus avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement, car le moment où les débiteurs sont recouvrés ou les paiements effectués n’est pas considéré comme pertinent pour l’établissement du budget d’investissement. Le bénéfice d’exploitation représente le bénéfice net en excluant les gains ou les pertes à la conversion de la dette à long terme libellée en devises étrangères et à la vente d’actifs, excluant la variation de la juste valeur des contrats dérivés associés à l’acquisition de Buzzard (s’applique aux exercices 2007 et antérieurs seulement), incluant l’ajustement au titre du coût actuel estimatif des approvisionnements du secteur Aval et excluant les évaluations à la valeur de marché de la rémunération à base d’actions, l’ajustement lié à la ratification des CPEP en Libye, les ajustements d’impôt, la charge de dépréciation d’actifs, ainsi que les indemnités et les suppléments de primes d’assurance. La Société utilise le bénéfice d’exploitation pour évaluer le rendement d’exploitation. Les flux de trésorerie, les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement et le bénéfice d’exploitation n’ont pas de sens normalisé prescrit par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) du Canada et, par conséquent, ces mesures peuvent ne pas être comparables à des mesures similaires présentées par d’autres sociétés. Le rapprochement des flux de trésorerie et des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant les variations des éléments hors trésorerie du fonds de roulement avec la mesure correspondante conforme aux PCGR est exposé dans le tableau à la page 6. Le rapprochement du bénéfice d’exploitation avec les mesures correspondantes définies par les PCGR est exposé dans le tableau à la page 4.

Le 1er janvier 2008, la Société a adopté le chapitre 3031 du Manuel de l’Institut Canadien des Comptables Agréés (Manuel de l’ICCA), intitulé Stocks, et détermine maintenant les coûts de ses stocks de pétrole brut et de produits pétroliers raffinés en utilisant la méthode du “premier entré, premier sorti” (PEPS) alors qu’antérieurement, ces coûts étaient déterminés selon la méthode du “dernier entré, premier sorti” (DEPS). En vue de faciliter une meilleure compréhension du rendement du secteur Aval de la Société, le bénéfice d’exploitation pour 2008 et les périodes subséquentes est désormais présenté en fonction du coût actuel estimatif des approvisionnements, qui n’est pas une mesure définie par les PCGR. Ce retraitement consiste à déterminer le coût des ventes en estimant le coût actuel des approvisionnements pour tous les volumes vendus durant la période, après avoir tenu compte de l’incidence fiscale estimative, au lieu d’utiliser la méthode PEPS pour l’évaluation des stocks. Etant donné que le bénéfice d’exploitation calculé de cette manière ne représente pas l’application de la méthode DEPS d’évaluation des stocks utilisée avant 2008, il n’existe pas de données comparatives pour l’ajustement au titre du coût actuel des approvisionnements du secteur Aval.

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                                            Trimestres terminés les 30 juin

(en millions de dollars canadiens,                  (en                 (en

 sauf les montants par action)         2008    $/action)  2007     $/action)

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Bénéfice net                          1 498 $      3,10 $  845  $     1,71 $

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 Gain (perte) à la conversion

  de la dette à long terme

  libellée en devises

  étrangères (1)                        (13)               104

 Variation de la juste valeur

  des contrats dérivés associés

  à Buzzard (2)                           -                (28)

 Gain (perte) à la vente

  d'actifs (3)                          (99)                 6

 Ajustement au titre du coût

  actuel estimatif des

  approvisionnements du

  secteur Aval                          299                  -

 Evaluation à la valeur de

  marché de la rémunération

  à base d'actions                     (117)               (97)

 Ajustement lié à la ratification

  des CPEP en Libye (4)                  47                  -

 Ajustements d'impôt (5)                230                 48

 Charge de dépréciation d'actifs (6)      -                  -

 Indemnités d'assurance

  déduction faite des

  suppléments de primes                   -                  7

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Bénéfice d'exploitation               1 151 $      2,38 $  805  $     1,63 $

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                                             Semestres terminés les 30 juin

(en millions de dollars canadiens,                  (en                 (en

sauf les montants par action)           2008   $/action)   2007    $/action)

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Bénéfice net                           2 574 $     5,32 $ 1 435 $     2,90 $

 Gain (perte) à la conversion

  de la dette à long terme

  libellée en devises

  étrangères (1)                         (61)               120

 Variation de la juste valeur

  des contrats dérivés associés

  à Buzzard (2)                            -                (88)

 Gain (perte) à la vente

  d'actifs (3)                           (96)                47

 Ajustement au titre du coût

  actuel estimatif des

  approvisionnements du

  secteur Aval                           422                  -

 Evaluation à la valeur de

  marché de la rémunération

  à base d'actions                       (49)               (89)

 Ajustement lié à la ratification

  des CPEP en Libye (4)                    -                  -

 Ajustements d'impôt (5)                 256                 48

 Charge de dépréciation

  d'actifs (6)                           (24)                 -

 Indemnités d'assurance

  déduction faite des

  suppléments de primes                   29                 12

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

Bénéfice d'exploitation                2 097 $     4,33 $ 1 385 $     2,80 $

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1 La conversion de devises étrangères reflète les gains ou les pertes sur 

  la dette à long terme libellée en dollars américains non associée au 

  secteur International autonome ni aux activités dans les Rocheuses 

  américaines incluses dans le secteur Gaz naturel nord-américain.

2 Durant le quatrième trimestre de 2007, la Société a conclu des contrats

  dérivés visant à dénouer la portion couverte de sa production à Buzzard 

  au cours de la période du 1er janvier 2008 au 31 décembre 2010.

3 Au deuxième trimestre de 2008, le secteur Gaz naturel nord-américain a 

  conclu la vente de ses actifs de Minehead dans l'Ouest du Canada, ce qui

  a entraîné une perte de 153 millions $ avant impôts (112 millions $ après

  impôts). La vente de ces actifs s'aligne sur la stratégie du secteur

  d'optimiser les actifs de son portefeuille de façon continue.

4 Le 19 juin 2008, la Société a signé six nouveaux CPEP avec la National Oil

  Corporation (NOC) de Libye afin de remplacer les accords de concession

  existants et un CPEP. Les nouveaux CPEP ont été ratifiés en date de la

  signature, et prennent effet le 1er janvier 2008. Le bénéfice net pour 

  le trimestre terminé le 30 juin 2008 incluait un ajustement de 47 

  millions $ après impôts pour constater le bénéfice additionnel sur les

  nouveaux CPEP durant la période du 1er janvier au 31 mars 2008, qui ne 

  pouvait être comptabilisé avant la ratification le 19 juin 2008. Le 

  bénéfice net et le bénéfice d'exploitation pour le trimestre et le 

  semestre terminés le 30 juin 2008 n'incluent pas la charge 

  d'amortissement ni les intérêts débiteurs sur la prime de signature de 1

  milliard $ US qui ne pouvaient être comptabilisés avant la ratification 

  des contrats. La Société estime la charge d'amortissement et les intérêts

  débiteurs sur la prime de signature à environ 7 millions $ par mois à 

  partir du 1er juillet 2008.

5 Au cours du deuxième trimestre de 2008, le secteur International a 

  enregistré un recouvrement d'impôts futur de 230 millions $ lié à la

  ratification des CPEP en Libye.

6 Au premier trimestre de 2008, le secteur Gaz naturel nord-américain a

  enregistré une charge d'amortissement pour dépréciation et épuisement de

  35 millions $ avant impôts (24 millions $ après impôts) pour les coûts de

  développement de projet cumulés relativement au projet d'installation de

  regazéification de gaz naturel liquéfié (GNL) proposé à Gros-Cacouna, au

  Québec, qui a été reporté en raison des conditions sur le marché mondial 

  du GNL.

Variation du bénéfice

ANALYSE DES FACTEURS – 2E TRIMESTRE 2008 COMPARATIVEMENT AU 2E TRIMESTRE 2007

Bénéfice d’exploitation

(en millions de dollars canadiens, après impôts)

Pour visualiser ce tableau, veuillez cliquer sur le lien suivant : EMWNews.com/docs/724pcf_f_1.jpg”>http://media3.EMWNews.com/docs/724pcf_f_1.jpg

Le bénéfice d’exploitation a augmenté de 43 % pour atteindre 1 151 millions $ (2,38 $/action) au deuxième trimestre de 2008, comparativement à 805 millions $ (1,63 $/action) au deuxième trimestre de 2007. La hausse du bénéfice d’exploitation au deuxième trimestre a reflété l’incidence positive des prix accrus des marchandises en amont (673 millions $) et les autres dépenses plus basses(1) (70 millions $). Les gains ont été contrebalancés en partie par la production(2) d’amont plus faible ((17) millions $), les marges(3) moindres dans le secteur Aval ((217) millions $), les coûts d’exploitation et d’administration plus importants ((108) millions $) et la charge d’amortissement pour dépréciation et épuisement et les frais d’exploration plus élevés ((55) millions $).

1 Le facteur “Autres” comprend principalement les intérêts débiteurs, la conversion de devises étrangères, les modifications des taux d’imposition effectifs et les mouvements des stocks d’amont.

2 Le facteur “Amont – volume” comprend la portion de l’amortissement pour dépréciation et épuisement liée aux variations des niveaux de la production d’amont.

3 Les marges du secteur Aval comprennent l’ajustement au titre du coût actuel estimatif des approvisionnements.

Bénéfice d’exploitation par secteur

(en millions de dollars canadiens, après impôts)

Pour visualiser ce tableau, veuillez cliquer sur le lien suivant : EMWNews.com/docs/724pcf_f_2.jpg”>http://media3.EMWNews.com/docs/724pcf_f_2.jpg

L’augmentation du bénéfice d’exploitation sur une base sectorielle au deuxième trimestre a reflété le bénéfice d’exploitation accru des secteurs Gaz naturel nord-américain (127 millions $), Sables pétrolifères (151 millions $), Côte Est du Canada (63 millions $) et International (196 millions $) et les coûts plus bas des Services partagés (58 millions $). Les résultats ont été contrebalancés en partie par le bénéfice d’exploitation plus faible ((249) millions $) du secteur Aval.

Le bénéfice net au deuxième trimestre de 2008 a été de 1 498 millions $ (3,10 $/action), comparativement à 845 millions $ (1,71 $/action) durant la même période en 2007. Le bénéfice net accru au deuxième trimestre de 2008 comparativement à la même période de 2007 tient aux facteurs suivants : le bénéfice d’exploitation accru, un recouvrement d’impôts futurs lié à la ratification des CPEP en Libye, l’incidence positive sur les marges réalisées du secteur Aval des coûts croissants des charges d’alimentation de pétrole brut tandis que l’on utilise une méthode PEPS pour comptabiliser les stocks et le gain associé au règlement des contrats dérivés associés à Buzzard au quatrième trimestre de 2007. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par les pertes à la conversion de la dette à long terme libellée en devises étrangères et les pertes à la vente d’actifs.

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                           Trimestres terminés les   Semestres terminés les 

                                           30 juin                  30 juin

(en millions de dollars 

 canadiens)                       2008        2007        2008        2007

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Flux de trésorerie liés 

 aux activités 

 d'exploitation                  2 479 $     1 435 $     3 914 $     2 601 $

Diminution des éléments 

 hors trésorerie du fonds 

 de roulement liés aux 

 activités d'exploitation         (500)        (85)        (83)        (85)

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

Flux de trésorerie liés aux 

 activités d'exploitation 

 avant les variations des 

 éléments hors trésorerie 

 du fonds de roulement           1 979 $     1 350 $     3 831 $     2 516 $

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Pour le deuxième trimestre de 2008, les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement ont été de 1 979 millions $ (4,09 $/action), en hausse par rapport à 1 350 millions $ (2,74 $/action) au même trimestre de 2007. L’augmentation des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation avant la variation des éléments hors trésorerie du fonds de roulement a reflété le bénéfice net accru.

Perspectives relatives à la production nette consolidée et aux dépenses en immobilisations en 2008

La Société met à jour ses perspectives annuelles en matière de production et de dépenses en immobilisations et frais d’exploration au milieu de l’exercice. La production tirée des activités poursuivies en amont pour l’exercice complet devrait se situer dans une fourchette de 400 000 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) à 420 000 bep/j en 2008, soit un peu plus que les perspectives de 390 000 bep/j à 420 000 bep/j fournies antérieurement. Le programme de dépenses en immobilisations et de frais d’exploration pour 2008 devrait atteindre 6 155 millions $, en hausse de 870 millions $ par rapport au montant antérieurement prévu de 5 285 millions $. L’augmentation reflète principalement les coûts accrus pour le programme de conversion de la raffinerie d’Edmonton dans le secteur Aval et la comptabilisation de la pleine incidence de la prime de signature de 1 milliard $ US liée à la ratification des CPEP en Libye dans le secteur International. Environ la moitié de la prime de signature a été payée en juillet 2008; le solde sera versé entre 2009 et 2013. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par les dépenses en immobilisations plus faibles du secteur Amont.

Points saillants des résultats d’exploitation

La production au deuxième trimestre s’est chiffrée en moyenne à 414 000 bep/j nets revenant à Petro-Canada en 2008, en baisse de 3 % par rapport à 425 000 bep/j nets au même trimestre de 2007. Les volumes plus faibles ont reflété la production moindre des secteurs Gaz naturel nord-américain et Côte Est du Canada, contrebalancée en partie par la production accrue des secteurs Sables pétrolifères et International.

Le secteur Aval a connu des activités fiables tout en composant avec une conjoncture moins favorable au deuxième trimestre de 2008.

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                           Trimestres terminés les   Semestres terminés les 

                                           30 juin                  30 juin

 

                                  2008        2007        2008        2007

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Amont - résultats consolidés

 Production avant redevances

  Production de pétrole brut 

   et de liquides de gaz 

   naturel (LGN), nette 

   (en milliers de barils/jour)    296         304         303         292

  Production de gaz naturel, 

   nette à l'exclusion des 

   produits d'injection 

   (en millions de pieds 

   cubes/jour)                     705         721         709         734

  Production totale, nette 

   (en milliers de barils 

   équivalent pétrole/jour) (1)    414         425         421         415

 Prix moyens réalisés      

  Pétrole brut et LGN 

   (en $/baril)                 117,22       70,14      104,67       66,73

  Gaz naturel 

   (en $/millier de 

   pieds cubes)                   9,55        6,79        8,56        7,06

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

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

Aval

 Ventes de produits 

  pétroliers (en milliers 

  de mètres cubes/jour)           51,8        51,7        52,0        52,4

 Utilisation moyenne des 

  raffineries (en pourcentage)      96         102          99          99

 Bénéfice d'exploitation du 

  secteur Aval après impôts 

  (en cents/litre) (2)               -         5,3         0,6         4,6

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

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



1 La production totale comprend les volumes de gaz naturel convertis selon 

  un facteur de 6 000 pieds cubes (pi3) de gaz naturel pour un baril de 

  pétrole.

2 En 2008, le bénéfice d'exploitation après impôts du secteur Aval inclut

  l'ajustement au titre du coût actuel estimatif des approvisionnements.

STRATEGIE D’ENTREPRISE

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

Le programme d’investissement de Petro-Canada appuie la mise en service de sept projets majeurs au cours des prochaines années en vue de réaliser une croissance rentable à long terme. D’ici la fin de 2008, la Société prévoit mener à terme le projet de conversion de la raffinerie d’Edmonton en vue d’y traiter une charge d’alimentation moins coûteuse à base de bitume de sables pétrolifères ainsi qu’entreprendre le démarrage, et prendre les décisions d’investissement définitives au sujet du projet d’exploitation minière et de valorisation Fort Hills et du projet de cokeur à Montréal. Ces projets devraient accroître de façon importante le bénéfice et les flux de trésorerie.

Petro-Canada travaille continuellement à renforcer ses activités de base en améliorant la sécurité, la fiabilité et l’efficience de ses activités. Durant le reste de 2008, la Société se consacrera à réaliser une production d’amont conforme aux indications fournies.

Perspectives

Mises à jour sur les activités

• Le secteur Aval devrait entreprendre sa révision planifiée de deux mois en août pour le raccordement du projet de conversion de la raffinerie d’Edmonton et la réalisation de travaux de maintenance portant sur d’autres unités de cette raffinerie.
• Syncrude devrait entreprendre sa révision planifiée de 45 jours du cokeur 8-2 au troisième trimestre de 2008.
• Buzzard devrait entreprendre ses deux révisions planifiées d’une durée totale de neuf jours au troisième trimestre de 2008.

Jalons des projets majeurs

• La construction pour le projet de conversion de la raffinerie d’Edmonton était achevée à 92 % à la fin du deuxième trimestre et progressait tel que prévu en vue d’un démarrage des installations au quatrième trimestre de 2008. L’estimation des coûts en capital a été révisée de 2,2 milliards $ à 2,5 milliards $ de façon à refléter les travaux additionnels et la reprise de travaux combinés à une productivité de la main-d’oeuvre plus faible.
• La décision d’investissement dans un cokeur à la raffinerie de Montréal est reportée jusqu’à un règlement du conflit de travail.
• La portion North Amethyst des extensions de White Rose a obtenu l’approbation réglementaire et gouvernementale en avril 2008. Le projet a progressé avec l’achèvement des études d’ingénierie et de conception préliminaires pour la portion North Amethyst et le début de la conception détaillée.
• Le projet de mise en valeur de gaz Ebla en Syrie se poursuit avec la mobilisation complète de l’équipe d’ingénierie-approvisionnement-construction (IAC). Les contrats pour le matériel à long délai d’approvisionnement sont en train d’être octroyés et les travaux d’ingénierie détaillée ont été entrepris. La production de gaz devrait débuter en 2010.
• La Société a signé six nouveaux CPEP avec la NOC de Libye au deuxième trimestre de 2008; les conditions commerciales, y compris la prime de signature, sont identiques à celles que prévoyaient les protocoles d’accord signés au quatrième trimestre de 2007.
• Le projet d’agrandissement de MacKay River a obtenu l’approbation réglementaire au premier trimestre de 2008. Le projet se poursuit avec le peaufinage du concept et les études d’ingénierie et de conception préliminaires devraient s’achever au premier trimestre de 2009.
• Les études d’ingénierie et de conception préliminaires pour le projet Fort Hills progressent tel que prévu et devraient s’achever au troisième trimestre de 2008. L’audience réglementaire au sujet de l’usine de valorisation a pris fin au début de juillet et on prévoit obtenir une décision réglementaire au quatrième trimestre de 2008. Une décision sur l’amendement au plan de mine approuvé est prévue au troisième trimestre de 2008. La décision d’investissement définitive devrait être prise au quatrième trimestre de 2008.

RESULTATS DES SECTEURS D'ACTIVITE



AMONT



Gaz naturel nord-américain



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

                           Trimestres terminés les   Semestres terminés les 

                                           30 juin                  30 juin

(en millions de dollars 

 canadiens)                       2008        2007        2008        2007

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

Bénéfice net                       100 $        81 $       174 $       193 $

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

Gain (perte) à la vente 

 d'actifs (1)                     (106)          1        (104)         41

Ajustements d'impôt                  -           1           -           1

Charge de dépréciation 

 d'actifs (2)                        -           -         (24)          -

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

Bénéfice d'exploitation            206 $        79 $       302 $       151 $

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

Flux de trésorerie liés aux 

 activités d'exploitation 

 avant les variations des 

 éléments hors trésorerie 

 du fonds de roulement             404 $       220 $       668 $       417 $

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

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

1 Au deuxième trimestre de 2008, le secteur Gaz naturel nord-américain a 

  conclu la vente de ses actifs de Minehead dans l'Ouest du Canada, ce qui 

  a entraîné une perte de 153 millions $ avant impôts (112 millions $ après

  impôts). La vente de ces actifs s'aligne sur la stratégie du secteur

  d'optimiser les actifs de son portefeuille de façon continue.

2 Au premier trimestre de 2008, le secteur Gaz naturel nord-américain a

  enregistré une charge d'amortissement pour dépréciation et épuisement de 

  35 millions $ avant impôts (24 millions $ après impôts) pour les coûts de

  développement de projet cumulés relativement à l'installation de

  regazéification de GNL proposée à Gros-Cacouna, au Québec, le projet ayant

  été reporté en raison des conditions sur le marché mondial du GNL.

Au deuxième trimestre de 2008, le secteur Gaz naturel nord-américain a enregistré un bénéfice d’exploitation de 206 millions $, comparativement à 79 millions $ au deuxième trimestre de 2007. Les prix réalisés accrus et les frais d’exploration plus bas ont été contrebalancés en partie par les volumes moindres, de même que les frais d’exploitation et la charge d’amortissement pour dépréciation et épuisement plus élevés.

Le bénéfice net de 100 millions $ au deuxième trimestre de 2008 a inclus une perte nette à la vente d’actifs de 106 millions $. Le principal facteur y ayant contribué est la vente de ses actifs de Minehead dans l’Ouest du Canada, qui s’est soldée par une perte de 153 millions $ avant impôts (112 millions $ après impôts).

La production du secteur Gaz naturel nord-américain s’est chiffrée en moyenne à 660 millions de pieds cubes par jour (pi3/j) équivalent gaz naturel au deuxième trimestre de 2008, en baisse de 2 % comparativement à 675 millions de pi3 équivalent gaz naturel/j au même trimestre de 2007. La production plus faible a reflété les baisses prévues liées à l’épuisement naturel des champs et aux arrêts planifiés dans l’Ouest du Canada, contrebalancés en grande partie par la production de gaz naturel accrue dans les Rocheuses américaines.

Sables pétrolifères



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

                           Trimestres terminés les   Semestres terminés les 

                                           30 juin                  30 juin

(en millions de dollars 

 canadiens)                       2008        2007        2008        2007

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

Bénéfice net (1)                   177 $        34 $       289 $        77 $

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

Gain à la vente d'actifs             -           1           -           1

Ajustements d'impôt                  -           7           2           7

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

Bénéfice d'exploitation            177 $        26 $       287 $        69 $

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

Flux de trésorerie liés aux 

 activités d'exploitation 

 avant les variations des 

 éléments hors trésorerie 

 du fonds de roulement             231 $        99 $       399 $       214 $

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

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



1 Les mouvements des stocks de bitume du secteur Sables pétrolifères ont 

  fait augmenter le bénéfice net de 18 millions $ avant impôts (12 millions 

  $ après impôts) et de 21 millions $ avant impôts (14 millions $ après 

  impôts) pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008,

  respectivement. Le même facteur avait accru le bénéfice net de 1 million 

  $ avant impôts (1 million $ après impôts) et de 4 millions $ avant impôts

  (3 millions $ après impôts) pour le trimestre et le semestre terminés le 

  30 juin 2007, respectivement.

Le secteur Sables pétrolifères a enregistré un bénéfice d’exploitation de 177 millions $ au deuxième trimestre de 2008, en hausse par rapport à 26 millions $ au deuxième trimestre de 2007. Les prix réalisés et la production plus élevés, de même que les frais d’exploration et la charge d’amortissement pour dépréciation et épuisement plus bas, ont été contrebalancés en partie par les coûts d’exploitation accrus.

La production du secteur Sables pétrolifères s’est chiffrée en moyenne à 53 900 barils/j au deuxième trimestre de 2008, en hausse de 3 % comparativement à 52 400 barils/j au deuxième trimestre de 2007. La production accrue a reflété principalement la fiabilité améliorée à MacKay River. Ce facteur a été contrebalancé en partie par l’activité de maintenance préventive planifiée à MacKay River, une révision planifiée de 45 jours du cokeur 8-1 à Syncrude et des problèmes de fiabilité ayant touché les unités de production de soufre à Syncrude. La production au deuxième trimestre de 2007 avait été réduite en raison d’une révision du cokeur 8-3 à Syncrude.

International et extracôtier



Côte Est du Canada



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

                           Trimestres terminés les   Semestres terminés les 

                                           30 juin                  30 juin

(en millions de dollars 

 canadiens)                       2008        2007        2008        2007

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

Bénéfice net (1)                   385 $       334 $       760 $       590 $

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

Indemnités d'assurance 

 liées à Terra Nova                  -           7          29           7

Ajustements d'impôt                  -           5           2           5

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

Bénéfice d'exploitation            385 $       322 $       729 $       578 $

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

Flux de trésorerie liés 

 aux activités d'exploitation 

 avant les variations des 

 éléments hors trésorerie du 

 fonds de roulement                464 $       420 $       930 $       777 $

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

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

1. Les mouvements des stocks de pétrole brut du secteur Côte Est du Canada 

   ont diminué le bénéfice net de 57 millions $ avant impôts (39 millions $

   après impôts) et de 63 millions $ avant impôts (43 millions $ après 

   impôts) pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008,

   respectivement. Le même facteur avait augmenté le bénéfice net de 2 

   millions $ avant impôts (1 million $ après impôts) et de 25 millions $ 

   avant impôts (17 millions $ après impôts) pour le trimestre et le 

   semestre terminés le 30 juin 2007, respectivement.

Au deuxième trimestre de 2008, le secteur Côte Est du Canada a enregistré un bénéfice d’exploitation de 385 millions $, en hausse par rapport à 322 millions $ au deuxième trimestre de 2007. Les prix réalisés accrus et les coûts d’exploitation, la charge d’amortissement pour dépréciation et épuisement et les frais d’exploration plus bas ont été contrebalancés en partie par la production plus faible et les paiements de redevances accrus.

Le bénéfice net au deuxième trimestre de 2007 a inclus des indemnités d’assurance de 7 millions $ liées à Terra Nova et un recouvrement d’impôts futurs de 5 millions $.

La production du secteur Côte Est du Canada s’est chiffrée en moyenne à 90 400 barils/j au deuxième trimestre de 2008, en baisse de 17 % comparativement à 108 400 barils/j à la même période de 2007. La production à Terra Nova a reculé en raison d’une révision d’une durée de 16 jours planifiée pour juillet mais qui a été réalisée en juin. La révision s’est achevée deux jours plus tôt que prévu et les prévisions budgétaires ont été respectées. La production à Hibernia a diminué en raison de l’épuisement naturel prévu du gisement, contrebalancé par l’incidence positive de récents reconditionnements de puits et d’une fiabilité élevée. Les volumes de White Rose ont été plus faibles en raison de l’incidence d’arrêts non planifiés consécutifs à l’état des glaces au deuxième trimestre de 2008.

International



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

                           Trimestres terminés les   Semestres terminés les 

                                           30 juin                  30 juin

(en millions de dollars 

 canadiens)                       2008        2007        2008        2007

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

Bénéfice net (1)                   672 $       195 $     1 008 $       204 $

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

Variation de la juste 

 valeur des contrats 

 dérivés associés à Buzzard (2)      -         (28)          -         (88)

Ajustement lié à la ratification 

 des CPEP en Libye (3)              47           -           -           -

Gain à la vente d'actifs             6           -           6           -

Indemnités d'assurance liées à 

 Scott                               -           -           -           5

Ajustements d'impôt (4)            230          30         230          30

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

Bénéfice d'exploitation            389 $       193 $       772 $        25 $

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

Flux de trésorerie liés aux 

 activités d'exploitation avant 

 les variations des éléments 

 hors trésorerie du fonds de 

 roulement                         635 $       417 $     1 191 $       639 $

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

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

1 Les mouvements des stocks de pétrole brut du secteur International ont

  augmenté (diminué) le bénéfice net de 42 millions $ avant impôts ((14)

  millions $ après impôts) et de 76 millions $ avant impôts (11 millions $ 

  après impôts) pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008,

  respectivement. Le même facteur avait augmenté (diminué) le bénéfice net 

  de 15 millions $ avant impôts (21 millions $ après impôts) et de (30) 

  millions $ avant impôts ((7) millions $ après impôts) pour le trimestre 

  et le semestre terminés le 30 juin 2007, respectivement.

2 Durant le quatrième trimestre de 2007, la Société a conclu des contrats

  dérivés visant à dénouer la portion couverte de sa production à Buzzard 

  au cours de la période du 1er janvier 2008 au 31 décembre 2010.

3 Le 19 juin 2008, la Société a signé six nouveaux CPEP avec la NOC de 

  Libye afin de remplacer les accords de concession existants et un CPEP. 

  Les nouveaux CPEP ont été ratifiés en date de la signature, et prennent 

  effet le 1er janvier 2008. Le bénéfice net pour le trimestre terminé le

  30 juin 2008 incluait un ajustement de 47 millions $ après impôts pour

  constater le bénéfice additionnel sur les nouveaux CPEP durant la 

  période du 1er janvier au 31 mars 2008, qui ne pouvait être comptabilisé 

  avant la ratification le 19 juin 2008. Le bénéfice net et le bénéfice

  d'exploitation pour le trimestre et le semestre terminés le 30 juin 2008

  n'incluent pas la charge d'amortissement ni les intérêts débiteurs sur la

  prime de signature de 1 milliard $ US, qui ne pouvaient être comptabilisés

  avant la ratification des contrats. La Société estime la charge

  d'amortissement et les intérêts débiteurs sur la prime de signature à 

  environ 7 millions $ par mois à partir du 1er juillet 2008.

4 Au cours du deuxième trimestre de 2008, le secteur International a 

  enregistré un recouvrement d'impôts futurs de 230 millions $ en raison 

  de la ratification des CPEP en Libye.

Le secteur International a enregistré un bénéfice d’exploitation de 389 millions $ au deuxième trimestre de 2008, en hausse par rapport au bénéfice de 193 millions $ enregistré au deuxième trimestre de 2007. Les prix réalisés plus élevés, les volumes de production accrus, l’ajustement lié à la ratification des CPEP en Libye et les coûts d’exploitation et la charge d’amortissement pour dépréciation et épuisement plus faibles ont été contrebalancés en partie par les frais d’exploration accrus. Les frais d’exploration accrus sont dus à des puits radiés aux Pays-Bas, en Syrie et à Trinité-et-Tobago. Les coûts d’exploitation et la charge d’amortissement pour dépréciation et épuisement plus bas avaient trait principalement à l’ajustement lié à la ratification des CPEP en Libye, contrebalancé en partie par la production accrue provenant de la mer du Nord.

Le bénéfice net au deuxième trimestre de 2008 a inclus un recouvrement d’impôts futurs de 230 millions $ lié à la ratification des CPEP en Libye, l’ajustement de 47 millions $ lié à la ratification des CPEP en Libye et un gain à la vente d’actifs parvenus à maturité aux Pays-Bas de 6 millions $. Le bénéfice net au deuxième trimestre de 2007 a inclus un recouvrement d’impôts futurs de 30 millions $ et une perte non réalisée sur les contrats dérivés associés à Buzzard de 28 millions $.

La production du secteur International s’est chiffrée en moyenne à 159 500 bep/j au deuxième trimestre de 2008, en hausse de 5 % comparativement à 151 200 bep/j au deuxième trimestre de 2007. La production accrue a surtout reflété l’augmentation de la production à Buzzard, contrebalancée en partie par les baisses liées à l’épuisement naturel prévu d’autres champs en mer du Nord.

Mise à jour sur les activités d’exploration

Au premier semestre de 2008, Petro-Canada et ses partenaires ont achevé les opérations portant sur 10 des 17 puits prévus durant l’exercice. Trois des puits ont été complétés en tant que découvertes de gaz naturel (Gubik-3 dans les avant-monts de l’Alaska, Sancoche dans le bloc 22 au large de Trinité-et-Tobago et van Ghent dans le secteur néerlandais de la mer du Nord). Un puits d’évaluation au large de Trinité-et-Tobago (Cassra-2) a confirmé des ressources éventuelles de l’ordre de 0,6 billion de pi3 à 1,3 billion de pi3 provenant de la découverte Cassra-1 antérieure. Deux puits ont été complétés en tant que découvertes non commerciales (Maria dans le secteur britannique de la mer du Nord et L5a-11 dans le secteur néerlandais de la mer du Nord). Le forage du puits Chandler-1 dans les avant-monts de l’Alaska a été suspendu, tel que prévu, en vue d’une réentrée la saison prochaine. Trois puits étaient secs et ont été abandonnés (Kwijika dans les Territoires du Nord-Ouest, Gemini dans le secteur britannique de la mer du Nord et Tegu dans le bloc 1a au large de Trinité-et-Tobago).

AVAL



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                           Trimestres terminés les   Semestres terminés les 

                                           30 juin                  30 juin

(en millions de dollars 

 canadiens)                       2008        2007        2008        2007

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

Bénéfice net                       300 $       259 $       484 $       443 $

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

Gain à la vente d'actifs             1           4           2           5

Ajustement au titre du coût 

 actuel estimatif des 

 approvisionnements du 

 secteur Aval (1)                  299           -         422           -

Ajustements d'impôt                  -           6           2           6

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

Bénéfice d'exploitation              - $       249 $        58 $       432 $

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

Flux de trésorerie liés 

 aux activités d'exploitation 

 avant les variations des 

 éléments hors trésorerie 

 du fonds de roulement             433 $       391 $       741 $       673 $

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

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

1 Le 1er janvier 2008, la Société a adopté le chapitre 3031 du Manuel de

  l'Institut Canadien des Comptables Agréés (Manuel de l'ICCA), intitulé 

  Stocks, et détermine dorénavant les coûts de ses stocks de pétrole brut 

  et de produits pétroliers raffinés en utilisant la méthode du "premier 

  entré, premier sorti" (PEPS) alors qu'antérieurement, ces coûts étaient

  déterminés selon la méthode du "dernier entré, premier sorti" (DEPS). 

  En vue de faciliter une meilleure compréhension du rendement du secteur 

  Aval de la Société, le bénéfice d'exploitation pour 2008 et les périodes

  subséquentes est désormais présenté en fonction du coût actuel estimatif 

  des approvisionnements, qui n'est pas une mesure définie par les PCGR 

  (voir page 3, MESURES NON DEFINIES PAR LES PCGR). Ce retraitement 

  consiste à déterminer le coût des ventes au moyen du coût actuel des

  approvisionnements pour tous les volumes vendus durant la période, après 

  avoir tenu compte de l'incidence fiscale estimative, au lieu d'utiliser 

  la méthode PEPS pour l'évaluation des stocks. Etant donné que le bénéfice

  d'exploitation calculé de cette manière ne représente pas l'application 

  de la méthode DEPS d'évaluation des stocks utilisée avant 2008, il 

  n'existe pas de données comparatives pour l'ajustement au titre du coût 

  actuel des approvisionnements du secteur Aval.

Au deuxième trimestre de 2008, le secteur Aval a enregistré un bénéfice d’exploitation de néant $, considérablement en baisse par rapport à 249 millions $ au même trimestre de 2007, ce qui a reflété la conjoncture moins favorable.

Le segment Raffinage et approvisionnement a enregistré une perte d’exploitation de 16 millions $ au deuxième trimestre de 2008, soit un résultat considérablement inférieur au bénéfice d’exploitation de 217 millions $ au même trimestre de 2007. Les résultats ont reflété quatre éléments clés présentés ci-après par ordre d’importance. Premièrement, les résultats du segment Raffinage et approvisionnement ont d’abord été touchés par des marges de craquage plus faibles pour l’essence. Deuxièmement, les résultats ont été touchés par une diminution des marges réalisées sur les bitumes et le mazout lourd, les huiles légères, les lubrifiants, les gaz de pétrole liquéfiés et les produits pétrochimiques. Troisièmement, les résultats ont été touchés par les rendements en produits moins élevés des raffineries liés à des problèmes de disponibilité et de qualité du brut à Edmonton, ainsi que par l’activité de révision planifiée et à l’arrêt partiel d’unités à Montréal. Enfin, les résultats ont été touchés par les coûts d’exploitation accrus dus principalement aux coûts environnementaux liés à la taxe verte du Québec et aux mesures législatives sur les GES en Alberta et les coûts de révision à Montréal. Ces quatre éléments clés ont été contrebalancés en partie par les écarts de prix favorables entre les qualités de brut, les coûts plus faibles d’autres charges d’alimentation et les marges de craquage accrues pour les distillats.

Le segment Commercialisation a enregistré un bénéfice d’exploitation de 16 millions $ au deuxième trimestre de 2008, comparativement à 32 millions $ au même trimestre de 2007. Au deuxième trimestre de 2008, les résultats du segment Commercialisation ont reflété les coûts d’exploitation accrus imputables aux coûts plus élevés des carburants associés aux frais de livraison et de cartes, contrebalancés en partie par les revenus non pétroliers plus élevés.

SOCIETE



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                           Trimestres terminés les   Semestres terminés les 

Services partagés et                       30 juin                  30 juin

 éliminations          

(en millions de dollars 

 canadiens)                       2008        2007        2008        2007

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

Perte nette                       (136) $      (58) $     (141) $     (72) $

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

Gain (perte) à la 

 conversion de la dette 

 à long terme libellée 

 en devises étrangères             (13)        104         (61)       120

Charge liée à la 

 rémunération à base 

 d'actions (1)                    (117)        (97)        (49)       (89)

Ajustements d'impôt                  -          (1)         20         (1)

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

Bénéfice d'exploitation             (6) $      (64) $      (51) $    (102)

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

Flux de trésorerie liés aux 

 activités d'exploitation 

 avant les variations des 

 éléments hors trésorerie 

 du fonds de roulement            (188) $     (197) $      (98) $    (204) $

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

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

1 Reflète la variation de l'évaluation à la valeur de marché de la 

  rémunération à base d'actions.

Les Services partagés et éliminations ont enregistré une perte d’exploitation de 6 millions $ au deuxième trimestre de 2008, comparativement à une perte de 64 millions $ à la même période en 2007. La diminution de la perte d’exploitation s’explique par des gains de change sur des soldes en dollars américains détenus durant le deuxième trimestre de 2008.

Petro-Canada revoit régulièrement sa stratégie en matière de dividende pour s’assurer que sa politique de dividende est alignée sur les attentes des actionnaires et sur ses objectifs financiers et de croissance, Conformément à cet objectif, le 23 juillet 2008, la Société a déclaré une hausse de 54 % de son dividende trimestriel, soit 0,20 $/action, qui sera versé à compter du 1er octobre 2008.

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. La Société crée de la valeur en exploitant de façon responsable les ressources énergétiques et en offrant des produits et des services pétroliers de calibre international. Petro-Canada est fière d’être partenaire national des Jeux olympiques et paralympiques d’hiver de 2010 à Vancouver. Les actions ordinaires de Petro-Canada se négocient à la Bourse de Toronto (TSX) sous le symbole PCA et à la Bourse de New York (NYSE) sous le symbole PCZ.

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

Petro-Canada tiendra une conférence téléphonique pour discuter de ces résultats avec les investisseurs le jeudi 24 juillet 2008 à 9 h, heure avancée de l’Est (HAE). Pour y participer, veuillez composer le 1-866-898-9626 (sans frais en Amérique du Nord), le 00-800-8989-6323 (sans frais à l’étranger) ou le 416-340-2216 à 8 h 55, HAE. Les représentants des médias sont invités à écouter la conférence téléphonique en composant le 1-866-540-8136 (sans frais en Amérique du Nord) ou le 416-340-8010 et ils auront l’occasion de poser des questions à la fin de la conférence. La conférence téléphonique sera diffusée en direct sur le site Web de Petro-Canada à http://www.petro-canada.ca/en/investors/845.aspx le 24 juillet 2008 à 9 h, HAE. Les personnes qui sont dans l’impossibilité d’écouter la conférence téléphonique en direct pourront en écouter un enregistrement environ une heure après la fin de la conférence en composant le 1-800-408-3053 (sans frais en Amérique du Nord) ou le 416-695-5800 (entrer le code d’accès 3264059#). Un enregistrement de la conférence sera disponible sur le site Web de Petro-Canada environ une heure après la fin de celle-ci.

AVIS JURIDIQUE – RENSEIGNEMENTS DE NATURE PROSPECTIVE

Ce communiqué contient des renseignements de nature prospective. De tels renseignements se reconnaissent généralement aux termes utilisés, par exemple, “planifier”, “anticiper”, “prévoir”, “croire”, “viser”, “avoir l’intention de”, “s’attendre à”, “estimer”, “budgéter” ou d’autres expressions similaires qui suggèrent des résultats futurs ou font référence à des perspectives. Voici des exemples de référence à des renseignements de nature prospective :

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

De tels renseignements de nature prospective sont s

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