Pembina Pipeline Corporation annonce de solides résultats pour le deuxième trimestre 2014, et poursuit l'exécution de ses plans de croissance dans tous ses principaux secteurs
CALGARY, Alberta, August 19, 2014 /PRNewswire/ --
Tous les montants sont exprimés en dollars canadiens, sauf mention contraire. Le présent communiqué de presse contient des énoncés et informations de nature prospective fondés sur les prévisions, estimations, projections et hypothèses actuelles de Pembina Pipeline Corporation (" Pembina " ou la " Société "), d'après son expérience et sa perception des tendances historiques. Les résultats réels peuvent différer sensiblement des résultats exprimés ou sous-entendus dans de tels énoncés prospectifs. Veuillez consulter la section " Énoncés et informations de nature prospective " inclue aux présentes et au Rapport de gestion de la Société pour la période close au 30 juin 2014 (le " Rapport de gestion ") pour de plus amples informations. Le présent communiqué de presse fait également référence à des mesures financières non définies par les principes comptables généralement reconnus (" PCGR "), tels qu'identifiés aux présentes. Pour obtenir plus d'informations sur les mesures non définies par les PCGR, veuillez consulter la section " Mesures non conformes aux PCGR et mesures PCGR supplémentaires " inclue aux présentes et au Rapport de gestion disponible sur SEDAR à l'adresse http://www.sedar.com.
Pembina Pipeline Corporation (" Pembina " ou la " Société ")
Aperçu financier Trimestre clos Semestre clos (en M$, sauf mention contraire) au 30 juin au 30 juin 2014 2013 2014 2013 Chiffre d'affaires 1 606 1 175 3 365 2 424 Chiffre d'affaires net(1) 360 295 807 610 Marge d'exploitation(1) 269 208 619 448 Marge brute 214 177 516 381 Bénéfice 77 93 224 184 Bénéfice par action ordinaire - de base et dilués ($) 0,21 0,30 0,65 0,61 BAIIA [(1)] 235 185 551 396 Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation 155 151 416 383 Flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation par action ordinaire - de base ($)(1) 0,48 0,49 1,30 1,27 Flux de trésorerie ajusté provenant des activités d'exploitation(1) 191 150 455 352 Flux de trésorerie ajusté provenant des activités d'exploitation par action ordinaire - de base ($)(1) 0,59 0,49 1,42 1,16 Dividendes par action ordinaire déclarés 140 125 274 246 Dividendes par action privilégiée déclarés 7 13 Dividendes par action ordinaire ($) 0,43 0,41 0,85 0,81 Dépenses en immobilisations 298 223 585 360 (1) Se reporter aux « Mesures non conformes aux PCGR et mesures PCGR supplémentaires ».
" Au cours du deuxième trimestre 2014, Pembina a enregistré d'excellents résultats financiers, tout en s'assurant des gains supplémentaires d'un montant de 460 M$ dans de nouveaux projets d'investissements et en augmentant son dividende de 3,6 % en mai ", a déclaré Mick Dilger, président et chef de la direction de Pembina. " Nos flux de trésorerie ajustés ont connu un accroissement sensible provenant de nos activités d'exploitation en cours, et à la fois l'achèvement de nos Extensions de phase I au sein de nos activités de pipelines conventionnels ainsi que l'inauguration de notre installation Saturn I. La troisième colonne de fractionnement présente sur notre site de Redwater, qui a été annoncée au cours du trimestre, permettra d'augmenter la capacité actuelle de fractionnement au sein de notre installation de près du triple, dès que celle-ci sera mise en service ".
M. Dilger a ajouté : " En plus de nos résultats financiers au cours du trimestre, qui incluent un rendement record selon la plupart des critères, ainsi que les résultats positifs à ce jour concernant nos projets de construction, je suis extrêmement ravi de nos résultats pour ce qui a trait à la sécurité. Nous avons dépassé la marque des 100 000 heures-personnes sans incident sur le site de notre projet de construction Redwater II, et pour le premier semestre 2014, Pembina a enregistré un taux zéro de blessures provoquant des absences, deux remarquables accomplissements ".
Notre chiffre d'affaires a augmenté de 37 % au cours du deuxième trimestre 2014 pour atteindre 1,6 MM$, comparativement à 1,2 MM$ à la même période de l'exercice précédent, et de 39 % cumul annuel par rapport au premier semestre 2013. Le chiffre d'affaires net a augmenté de 22 % pour atteindre 360 M$ durant le second trimestre 2014, comparativement à 295 M$ durant la même période de 2013. Cette augmentation est attribuable à la forte performance des activités commerciales en cours d'exécution de Pembina, résultant de volumes élevés et d'une tarification positive, ainsi que de revenus générés par l'entremise de nouveaux investissements en immobilisations, à savoir l'installation Saturn I et les expansions de pipelines conventionnels (les " Extensions de phase I ") pour l'acheminement de pétrole brut, de condensat et de liquides de gaz naturel (" LGN "). En cumul annuel, le chiffre d'affaires net de 2014 a totalisé 807 M$, comparativement à 610 M$ pendant la même période de 2013. L'augmentation liée à la période précédente était due aux mêmes facteurs qui ont contribué aux chiffre d'affaires et chiffre d'affaires nets plus élevés au cours du deuxième trimestre 2014.
Les dépenses d'exploitation se sont élevées à 91 M$ au cours du deuxième trimestre 2014, inchangées par rapport au deuxième trimestre 2013 en raison de l'échéancier des dépenses liées à l'intégrité. Pour le semestre clos au 30 juin 2014, les dépenses d'exploitation se sont élevées à 186 M$, comparativement à 168 M$ pour la même période de 2013. L'accroissement des dépenses d'exploitation pour le premier semestre 2014 a été en grande partie le résultat de nouveaux actifs en opération, en particulier les Extensions de phase I au sein de l'activité Pipelines conventionnels de la Société, ainsi que l'installation Saturn I au sein de l'activité Services pétroliers de la Société.
La marge d'exploitation a totalisé 269 M$ au cours du second trimestre 2014, soit une hausse de 29 % par rapport à la marge d'exploitation de 208 M$ au cours de la période comparable de l'exercice précédent. Pour le premier semestre 2014, la marge d'exploitation a atteint 619 M$, par rapport à 448 M$ pour la période comparable de 2013. Cette augmentation est principalement attribuable aux mêmes facteurs qui ont impacté le chiffre d'affaires, le chiffre d'affaires net ainsi que les dépenses d'exploitation pour ces périodes, tel que discuté ci-dessus.
La dépréciation et l'amortissement inclus dans les chiffres d'exploitation ont augmenté pour atteindre 51 M$ au cours du second trimestre 2014, comparativement à 32 M$ au cours de la même période de 2013. Cette augmentation résulte principalement de la dépréciation de 13 M$ en actifs non stratégiques liés au camionnage au cours du second trimestre 2014, et la croissance au sein de la base d'actifs de Pembina depuis la période précédente. Pour le semestre clos au 30 juin 2014, la dépréciation et l'amortissement inclus dans les chiffres d'exploitation se sont élevés à 103 M$, par rapport à 74 M$ au premier semestre 2013, pour les mêmes raisons mentionnées ci-dessus.
La hausse du chiffre d'affaires et de la marge d'exploitation a contribué à une marge brute de 214 M$ au cours du second trimestre et de 516 M$ au cours du premier semestre 2014, par rapport à 177 M$ et 381 M$ aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Cela représente une augmentation de 21 % et 35 % respectivement.
En ce qui concerne le trimestre et le semestre clos au 30 juin 2014, Pembina a encouru des frais généraux et administratifs (excluant l'amortissement et la dépréciation de la Société) de 33 M$ et 68 M$, par rapport à 23 M$ et 55 M$ au cours des périodes comparable de 2013. Ces augmentations sont principalement attribuables à l'embauche de nouveaux employés et consultants en raison de la croissance de Pembina depuis le second trimestre et le premier semestre 2013, ainsi qu'à l'augmentation des charges en rémunération à court terme et à base d'actions résultant de la hausse du cours des actions de la Société. Chaque variation de 1 $ du prix des actions devrait faire évoluer les charges annuelles de rémunération à base d'actions de Pembina d'environ 1 M$.
Les charges financières nettes au premier trimestre 2014 se sont élevées à 50 M$, comparativement à 25 M$ au second trimestre 2013. En ce qui concerne le premier semestre 2014, les charges financières nettes ont atteint 111 M$, par rapport à 76 M$ pendant la période comparable de l'exercice précédent. Cette hausse des charges financières nettes est principalement attribuable à une augmentation de la perte non réalisée liée à la réévaluation du mécanisme de conversion de débentures convertibles de la Société, donnant lieu à l'appréciation de l'action ordinaire de Pembina au cours du second trimestre et du premier semestre 2014, et à une hausse des intérêts débiteurs liés à l'émission, le 4 avril 2014, de 600 millions de dollars en billets de premier rang non garantis à moyen terme.
La charge d'impôts sur le revenu s'est élevée à 51 M$ pour le second trimestre 2014, ce qui comprend des impôts courants de 15 M$ et des impôts différés de 36 M$, comparativement à des impôts courants de 9 M$ et des impôts différés de 23 M$ pour la même période de 2013. Les impôts courants ont augmenté au cours du trimestre en raison de la pleine utilisation de certaines catégories fiscales en 2013. La charge d'impôts différés sur le revenu provient de la différence entre la valeur comptable et la valeur fiscale de l'actif et du passif. La charge d'impôts sur le revenu s'est élevée à 107 M$ pour le premier semestre clos au 30 juin 2014, ce qui comprend des impôts courants de 49 M$ et des impôts différés de 58 M$, comparativement à des impôts courants de 13 M$ et des impôts différés de 49 M$ pour la même période de 2013.
Pembina a généré un BAIIA de 235 M$ au cours du deuxième trimestre 2014, comparativement à 185 M$ au deuxième trimestre 2013, et 551 M$ au cours du premier semestre 2014, comparativement à 396 M$ au cours du premier semestre 2013. Ces augmentations sont en grande partie dues à l'amélioration des résultats d'exploitation de l'ensemble des secteurs de Pembina, qui incluaient les rendements sur les nouveaux actifs, les extensions et les services, tel que discuté ci-dessus.
Le bénéfice de la Société a diminué pour atteindre 77 M$ (0,21 $ par action ordinaire) au cours du second trimestre 2014, comparativement à 93 M$ (0,30 $ par action ordinaire) au cours du second trimestre 2013. Malgré l'amélioration de la marge d'exploitation, le bénéfice a diminué en raison de charges fiscales et de charges financières nettes plus élevées, ainsi qu'une dépréciation accrue due à la perte de valeur des actifs non stratégiques liés au camionnage au cours du trimestre clos au 30 juin 2014, comme décrit ci-dessus. Le bénéfice a atteint 224 M$ (0,65 $ par action ordinaire) au cours du premier semestre 2014, comparativement à 184 M$ (0,61 $ par action ordinaire) au cours de la même période de l'exercice précédent. Cette augmentation en cumul annuel a été due principalement à la marge d'exploitation plus forte pour le premier semestre 2014 par rapport à la même période de 2013.
Le flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation s'est élevé à 155 M$ (0,48 $ par action ordinaire) au cours du second trimestre 2014, comparativement à 151 M$ (0,49 $ par action ordinaire) pour la même période de 2013. Cette augmentation est principalement attribuable à un accroissement des résultats des activités d'exploitation, et à une diminution plus importante des éléments hors caisse du fonds de roulement en 2014 comparativement à la même période en 2013. Pour le semestre clos au 30 juin 2014, le flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation s'est élevé à 416 M$ (1,30 $ par action ordinaire), comparativement à 383 M$ (1,27 $ par action ordinaire) pour la même période de l'exercice précédent. Cette augmentation en cumul annuel est principalement attribuable à un accroissement des résultats des activités d'exploitation et à une diminution des éléments hors caisse du fonds de roulement en 2014, comparativement à une légère hausse en 2013.
Le flux de trésorerie ajusté provenant des activités d'exploitation s'est élevé à 191 M$ (0,59 $ par action ordinaire) au cours du second trimestre 2014, comparativement à 150 M$ (0,68 $ par action ordinaire) pour le second trimestre 2013. Pour le semestre clos au 30 juin 2014, le flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation s'est élevé à 455 M$ (1,42 $ par action ordinaire), par rapport à 352 M$ (1,16 $ par action ordinaire) au cours de la période comparable de l'exercice précédent. Ces augmentations étaient principalement attribuables à un flux de trésorerie plus élevé provenant des activités d'exploitation, malgré une augmentation des impôts courants, des charges associées aux paiements en actions et des dividendes déclarés sur actions privilégiées.
Résultats d'exploitation Trimestre clos Semestre clos au 30 juin au 30 juin (kb/j, sauf mention contraire)(1) 2014 2013 2014 2013 Débit des pipelines ordinaires 573 484 563 489 Capacité contractée en sables bitumeux et pétrole lourd 880 870 880 870 Volume moyen de services de gaz traités (kbep/j) nets à Pembina(2) 87 48 88 49 Volume des ventes de LGN (secteur intermédiaire) 105 94 119 108 Volume total 1 645 1 496 1 650 1 516 (1) kb/j : milliers de barils par jour. (2) Volume moyen de services de gaz traités, convertis en mboe/d (milliers de barils ou équivalent pétrole par jour) à partir du volume en millions de pieds cubiques par jour (« MMcf/d ») au taux de 6:1. Trimestre clos a 30 juin 2014 2013 Chiffre Chiffre d'affaires Marge d'affaires Marge (M$) net(1) d'exploitation(1) net(1) d'exploitation(1) Pipelines conventionnels 122 77 101 65 Sables bitumineux et pétrole lourd 48 33 51 33 Services pétroliers 39 26 28 17 Secteur intermédiaire 151 131 114 92 Entreprise 2 1 1 Total 360 269 295 208 Suite du tableau Semestre clos au 30 juin 2014 2013 Chiffre Chiffre d'affaires Marge d'affaires Marge (M$) net(1) d'exploitation(1) net(1) d'exploitation(1) Pipelines conventionnels 239 154 197 126 Sables bitumineux et pétrole lourd 100 67 94 64 Services pétroliers 81 55 56 36 Secteur intermédiaire 387 340 262 220 Entreprise 3 1 2 Total 807 619 610 448 (1) Se reporter aux « Mesures non conformes aux PCGR et mesures PCGR supplémentaires ».
- Au second trimestre et premier semestre 2014, les résultats financiers en termes de pipelines conventionnels étaient plus élevés que pour la même période de 2013, principalement en raison de la mise en service des Extensions de phase I en décembre 2013. L'accroissement du chiffre d'affaires au cours de ces deux périodes a été partiellement compensé par la hausse des dépenses d'exploitation, principalement attribuable à l'intégrité du pipeline, aux questions relatives à l'environnement et à la sécurité, à la croissance des volumes et aux Extensions de phase I. Les Extensions de phase I ont augmenté notre capacité en pétrole brut et en condensat sur le pipeline Peace de 40 kb/j, ainsi que notre capacité en LGN sur le pipeline Peace et le système Northern de 52 kb/j. - Les résultats du deuxième trimestre pour ce qui concerne les sables bitumineux et pétrole lourd sont restés consistants d'un exercice à l'autre, malgré une diminution du chiffre d'affaires net en raison d'un flux inférieur à travers les charges d'exploitation. Concernant les sables bitumineux et le pétrole lourd, les augmentations du chiffre d'affaires net et de la marge d'exploitation au cours du premier trimestre 2014, comparativement à la même période en 2013, étaient principalement liées à l'accroissement des volumes transportés sur le pipeline Nipisi au cours de la période 2014. Cette variation est attribuable à l'achèvement d'une nouvelle station de pompage au sein de ce système, mise en service au deuxième trimestre 2013. - Les résultats financiers et d'exploitation en termes de services pétroliers étaient plus élevés au cours du second trimestre et du premier semestre 2014 par rapport aux périodes comparables de 2013, en raison principalement de la nouvelle installation Saturn I de 200 Mpc/j, qui a été mise en service en octobre 2013, ainsi qu'en raison de volumes plus élevés, d'une plus grande fiabilité des installations menant à des frais de traitement et des recouvrements de frais d'exploitation accrus sur le site des installations de coupes profondes et peu profondes de la Société sur à Musreau. - L'amélioration des résultats au cours du second trimestre et du premier semestre 2014 en ce qui concerne les activités en cours d'exécution, est principalement attribuable à un marché du propane plus fort en Amérique du Nord, causé par de longues périodes de températures plus froides que la moyenne au cours de l'hiver, de volumes de ventes plus élevés, de marges plus fortes, de revenus générés par des honoraires supplémentaires versés au titre de services pour le stockage en cavité, ainsi que d'offres de services améliorées.
Mise à jour concernant le projet de croissance
Le 12 mai 2014, Pembina a annoncé avoir obtenu 460 M$ supplémentaires par l'intermédiaire de nouveaux projets d'immobilisations, incluant la colonne de fractionnement (" RFS III ") de propane-plus de 55 kb/j située sur son complexe de fractionnement et de stockage (" Redwater ").
RFS III, qui bénéficie de contrats d'enlèvement fermes à long terme avec de multiples producteurs, constituera la troisième colonne de fractionnement du complexe Redwater de Pembina et tirera parti des travaux de conception et d'ingénierie réalisés pour la première et la deuxième colonnes de fractionnement de Pembina (respectivement " RFS I " et " RFS II "). Après la fin du deuxième trimestre, Pembina a contracté la majorité de la capacité restante sur RFS III.
Avec l'ajout de RFS III, la capacité de fractionnement de Pembina totalisera 210 kb/j, ce qui fera du complexe Redwater de la Société la plus grande installation de fractionnement au Canada. Certains composants de RFS III seront redimensionnés et le site sera conçu pour accueillir à l'avenir une tour de dééthanisation, sous réserve que Pembina reçoive un soutien commercial permettant de garantir une telle expansion. Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires et environnementales, Pembina prévoit de mettre RFS III en service dès le troisième trimestre 2017.
Conjointement avec la construction de RFS III, Pembina prévoit également d'établir deux nouveaux embranchements de pipeline latéraux dans la région de Willesden Green au centre-sud de l'Alberta, à un coût estimatif d'environ 60 M$. Ce projet, soutenu par un accord d'enlèvement ferme à long terme, implique l'installation d'environ 56 kilomètres de pipelines à pression de vapeur élevée (" HVP ") et 16 km de nouveaux pipelines à pression de vapeur faible (" LVP "), ainsi que d'autres infrastructures connexes. Le pipeline HVP sera connecté au pipeline Brazeau de Pembina et sera en mesure de transporter des liquides de gaz naturel éthane-plus à partir de la zone d'extraction jusqu'à la région de Fort Saskatchewan. Le pipeline LVP sera connecté au système de Drayton Valley de Pembina et permettra d'alimenter le marché d'Edmonton en condensat. Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires et environnementales, Pembina prévoit de mettre en service ces deux embranchements latéraux à la mi-2015. À la suite de la construction de l'embranchement latéral d'éthane-plus, le complexe Redwater de Pembina disposera d'une capacité supplémentaire de 10 kb/j soutenue par des contrats à long terme.
Au cours du premier trimestre 2014, Pembina a consacré des dépenses d'investissements d'environ 298 M$ à la progression de ses initiatives de croissance comme suit :
- Concernant les activités des pipelines conventionnels de la Société, les travaux ont été poursuivis dans le cadre des extensions de phase II de pétrole brut, de condensat et de LGN (" Extensions de phase II "). En ce qui concerne la portion de pétrole brut et de condensat, Pembina prévoit que le projet sera mécaniquement complété vers la fin 2014 et mis en service début 2015. Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires et environnementales, Pembina prévoit de mettre en service la composante LGN à la mi-2015. - La Société a prévu que l'expansion précédemment annoncée de son pipeline entre Simonette et Fox Creek, en Alberta, soit mise en service le 6 août 2014. - La consultation des parties prenantes se poursuit au sujet l'extension de phase III précédemment annoncée du pipeline de la Société (l' " Extension de phase III "), et Pembina prévoit de déposer des demandes réglementaires pour ce projet au cours du troisième trimestre 2014. Sous réserve des approbations réglementaires et environnementales, Pembina envisage de mettre cette extension en service entre fin 2016 et mi-2017. Au cours des prochains mois, la Société prévoit de conclure d'autres engagements de transport par pipeline de la part de ses clients, alors qu'elle affine la portée du projet. Après la fin du deuxième trimestre, Pembina a conclu un engagement supplémentaire d'environ 20 kb/j de capacité dans le cadre d'un contrat à long terme. Tout engagement supplémentaire contracté avant que Pembina ne commence à commander des équipements à long délai de réception pourrait soutenir l'augmentation de la capacité définie pour l'Extension de phase III. - La Société effectue également des progrès sur ses plans précédemment annoncés visant à étendre la présence de ses infrastructures dans la région d'Edson, en Alberta. La Société prévoit de dépenser approximativement 100 M$ afin de compléter les travaux sur deux pipelines - un nouveau pipeline et un pipeline existant de LGN - entre Edson et la jonction de Fox Creek/Windfall, et de construire un terminal à camions de LGN et de condensat proche d'Edson. Le capital estimé comprend approximativement 23 M$ associés à une acquisition de pipeline qui a été annoncée en novembre 2013. Pembina s'attend à ce que le nouveau pipeline de LGN aura une capacité d'environ 50 kb/j. Le pipeline existant, qui a une capacité d'environ 13 kb/j, sera converti pour passer à une utilisation dédiée de condensat. Une portion de ces pipelines se trouve sous contrat d'enlèvement ferme à long terme. Sous réserve de l'approbation réglementaire, Pembina prévoit de mettre le nouveau pipeline de LGN en service et de convertir l'autre pipeline en un service dédié de condensat dès le début 2016, et de mettre le terminal à camions en service fin 2016. Des volumes agrégés générés par ces pipelines et le terminal à camions permettront de disposer d'une capacité sur le segment de l'Extension de phase III de Pembina de Fox Creek à Edmonton, en Alberta. - En ce qui concerne l'installation de Resthaven, Pembina progresse actuellement sur ses activités de mise en service préalables et a déjà achevé 90 % de la construction du site à ce jour. La Société prévoit de mettre l'installation ainsi que les pipelines connexes en service avant la fin du troisième trimestre de 2014. - Dans le cadre de ses activités intermédiaires, Pembina a mis un nouveau terminal à camions avec des services intégraux en service dans la région de Cynthia, en Alberta, le 16 juin 2014. - En ce qui concerne le projet RFS II de 415 M$ préalablement annoncé par Pembina (une deuxième unité de fractionnement d'éthane de plus de 73 kb/j sur le site Redwater de Pembina), la Société a continué de progresser dans la construction d'installations au cours du second trimestre 2014. L'achat d'équipement à long délai d'approvisionnement est pratiquement terminé, et tous les éléments principaux devraient être livrés sur le site d'ici la fin du troisième trimestre 2014. L'entrepreneur en mécanique est mobilisé sur le site depuis début avril 2014 et les structures en acier et la tuyauterie sont actuellement en cours d'installation. Le projet respecte les délais prévus et devrait être mis en production à la fin du quatrième trimestre 2015.
Activité de financement
Le 4 avril 2014, Pembina a clos son offre portant sur 600 M$ de billets de premier rang à moyen terme non garantis. Ces billets ont un taux d'intérêt fixe annuel de 4,81 % versé semestriellement et arriveront à échéance le 25 mars 2044. La Société a utilisé une partie du produit de l'offre de billets pour rembourser la facilité de crédit de premier rang non garantie de 75 M$ le 7 avril 2014, ainsi que les 175 M$ de billets de premier rang non garantis (Série A) le 16 juin 2014. Pembina a l'intention d'utiliser le reste du produit pour financer partiellement des projets d'investissement et à d'autres fins générales de l'entreprise.
Téléconférence et webdiffusion pour le second trimestre 2014
Pembina tiendra une téléconférence le lundi 11 août 2014 à 8h HM (10h HE) à l'intention des investisseurs, analystes, courtiers et représentants des médias, afin de discuter des détails relatifs au second trimestre 2014. Les numéros à composer pour accéder à la téléconférence au Canada et aux États-Unis sont le 647-427-7450 ou le 888-231-8191. Un enregistrement de la téléconférence sera disponible en différé jusqu'au 18 août 2014 à 23h59 HE. Pour accéder à cette rediffusion, veuillez composer le 416-849-0833 ou le 855-859-2056, puis saisir le mot de passe 41639054.
Une webdiffusion en direct de la téléconférence sera accessible sur le site Internet de Pembina à l'adresse http://www.pembina.com dans la section " Investor Centre / Presentation & Events " ou en saisissant l'adresse http://event.on24.com/r.htm?e=742975&s=1&k=55D46AA972D970311CA2D1FF6454F2EB dans votre navigateur Web. Peu de temps après la téléconférence, une archive audio sera disponible sur le site Internet de la Société pendant un minimum de 90 jours.
À propos de Pembina
Basée à Calgary, la société Pembina Pipeline Corporation, est un prestataire de transport et de services intermédiaires de premier plan, qui opère depuis 60 ans dans le secteur énergétique en Amérique du Nord. Pembina possède et exploite des pipelines qui transportent divers hydrocarbures liquides, notamment du pétrole brut ordinaire et synthétique, des produits pétroliers lourds et des sables bitumineux, du condensat (diluant) et des liquides de gaz naturel produits dans l'Ouest canadien. La Société détient et exploite également des installations de collecte et de traitement de gaz, ainsi qu'une activité d'infrastructure et de logistique dédiée au pétrole et aux liquides du gaz naturel. Avec des installations stratégiquement situées dans l'Ouest canadien et actives dans les marchés des liquides du gaz naturel dans l'Est canadien et aux États-Unis, Pembina propose également une gamme complète de services commerciaux du secteur médian, qui couvrent l'ensemble de ses activités. Les actifs à activités commerciales intégrées de Pembina lui permettent de proposer des services en pleine demande dans le secteur énergétique, tout au long de la chaîne de valeur des hydrocarbures.
Énoncés et informations de nature prospective
Le présent document contient certains énoncés et informations de nature prospective (collectivement, les " énoncés prospectifs "), notamment des énoncés prospectifs au sens des dispositions de la " sphère de sécurité " des lois sur les valeurs mobilières en vigueur, fondés sur les prévisions, estimations, projections et les hypothèses actuelles de Pembina, basé sur son expérience et sa perception des tendances historiques. Dans certains cas, les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par des termes tels que " planifier ", " fera ", " s'attendre à ", " planifier ", " prévoir ", " avoir l'intention de ", " devrait ", " anticiper ", " estimer " et autres expressions similaires suggérant des événements à venir ou de futurs rendements.
Plus particulièrement, le présent document contient des énoncés prospectifs relatifs, notamment, aux éléments suivants : la stratégie d'entreprise de Pembina, les dividendes futurs qui pourraient être déclarés sur les actions ordinaires de Pembina, la planification, la construction, les estimations de dépenses d'investissement, les échéanciers, la capacité prévue, les volumes supplémentaires, les dates, les droits, les activités de mise en service et les opérations concernant la construction planifiée de, ou les extensions de pipelines existants, d'installations de services de gaz, d'utilisation de terminaux, d'installations de stockage et de points de répartition stratégiques, ainsi que l'utilisation prévue de produits financiers.
Les énoncés prospectifs sont élaborés d'après certaines hypothèses que Pembina a formulé à leur égard à la date du présent communiqué de presse concernant, entre autre : les niveaux d'activité de l'industrie pétrolière et gazière en termes d'exploration et de développement, la réussite des activités et des projets de croissance de Pembina, la validité des prix des marchandises et des taux de change et la capacité de Pembina à maintenir les taux de crédit actuels, la disponibilité continue de capitaux pour financer les besoins futurs en capitaux en lien avec des actifs et des projets existants, les prévisions en matière de participation au régime de réinvestissement des dividendes de Pembina, les coûts opérationnels futurs, les coûts géotechniques et d'intégrité, la sanction et l'achèvement tel que prévu de la totalité des projets de tiers en lien avec les projets de croissance de Pembina, la conclusion des accords commerciaux nécessaires, l'obtention de la totalité des autorisations réglementaires et environnementales nécessaires, tel que convenu et en temps opportun, la performance en temps opportun des tiers dans le cadre des accords importants, l'absence d'événements imprévus empêchant l'exécution des accords ou l'achèvement des installations connexes, l'absence de frais matériels en lien avec les installations qui ne pourraient être récupérés auprès des clients, les taux d'intérêt et d'imposition, les lois et réglementations en vigueur concernant notamment la fiscalité et l'environnement, le maintien des marges opérationnelles, le montant des engagements futurs en lien avec des incidents environnementaux et la disponibilité d'une couverture conforme aux polices d'assurance de Pembina (notamment à l'égard de la police d'assurance de Pembina relative aux pertes opérationnelles).
Bien que Pembina estime que les prévisions, hypothèses et facteurs importants reflétés par les présents énoncés prospectifs sont raisonnables à la date des présentes, Pembina ne peut garantir le fait que ces prévisions, hypothèses et facteurs s'avéreront corrects. Les présents énoncés prospectifs ne constituent pas des garanties de rendements futurs et sont assujettis à des risques et incertitudes, connus et inconnus, tels que les décisions et contexte réglementaires, l'incidence des entités concurrentes et des tarifications, la pénurie de main-d'oeuvre ou de matières premières, la dépendance à des relations et des accords de première importance, la solidité et les activités de l'industrie de production de pétrole et de gaz naturel et les prix des matières premières connexes, la non-exécution ou le désistement de tiers dans le cadre d'accords passés que Pembina ou une ou plusieurs de ses sociétés affiliées a/ont conclu, conformément à ses/leurs activités, les mesures prises par des autorités gouvernementales ou réglementaires, y compris les changements apportés aux lois et aux traitement fiscaux, les modifications des taux de redevance ou le durcissement de la réglementation environnementale, les fluctuations des résultats opérationnels, le contexte économique et les conditions de marché défavorables au Canada, en Amérique du Nord et ailleurs, y compris les variations des taux d'intérêt, des taux de change et des prix des matières premières et certains autres risques détaillés occasionnellement dans les documents d'information publique de Pembina, disponibles sur le site http://www.sedar.com. Cette liste de facteurs de risque ne doit pas être interprétée comme étant exhaustive.
Le lecteur est avisé du fait que certains événements ou circonstances pourraient amener les résultats à différer sensiblement de ceux attendus, prévus ou projetés. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document ne sont valides qu'à la date de celui-ci. Pembina ne s'engage aucunement à mettre à jour ou à réviser publiquement les énoncés ou informations de nature prospective contenus dans le présent document, sauf si requis par les lois en vigueur. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent document sont expressément qualifiés par la présente mise en garde.
Mesures non conformes aux PCGR et mesures PCGR supplémentaires
Dans le présent communiqué de presse, Pembina utilise les termes " chiffre d'affaires net "" marge d'exploitation ", " bénéfice avant intérêts, impôts et amortissement " (BAIIA), " flux de trésorerie d'exploitation ajusté " et " flux de trésorerie d'exploitation ajusté par action ". Étant donné que les mesures financières non conformes aux PCGR et les mesures financières PCGR supplémentaires n'ont pas de signification normalisée prescrite par les PCGR et sont donc difficilement comparables à mesures similaires présentées par d'autres sociétés, la réglementation sur les valeurs mobilières exige que les mesures financières non conformes aux PCGR et les mesures financières Sauf mention contraire, ces mesures non conformes aux PCGR et mesures PCGR supplémentaires sont calculées et présentées de manière uniforme de période à période. Les éléments d'ajustement spécifiques peuvent n'être pertinents qu'à certaines périodes. L'objectif des mesures non conformes aux PCGR et des mesures PCGR supplémentaires est de fournir d'autres informations utiles aux investisseurs et aux analystes, et ces mesures n'ont aucune signification normalisée en vertu des PCGR. Par conséquent, ces mesures ne doivent pas être considérées isolément ou utilisées en remplacement de mesures de rendement définies conformément aux normes PCGR. D'autres sociétés peuvent calculer différemment les mesures non conformes aux PCGR et les mesures PCGR supplémentaires. Les investisseurs doivent être conscients que ces mesures ne doivent pas être considérées comme des substituts aux termes " bénéfice net ", " flux de trésorerie d'exploitation " ou autres mesures de résultats financiers définies conformément aux normes PCGR en tant qu'indicateurs de la performance de Pembina. Pour tout complément d'information concernant les mesures non conformes aux PCGR et les mesures PCGR supplémentaires, y compris les rapprochements aux mesures reconnues par les normes PCGR, se référer au Rapport de gestion disponible sur SEDAR à l'adresse : http://www.sedar.com.
Pour tout complément d'information, veuillez contacter : Relations avec les investisseurs Scott Burrows, vice-président des marchés des capitaux +1-403-231-3156 1-855-880-7404 E-mail : investor-relations@pembina.com http://www.pembina.com