Petroplus annonce ses résultats pour le deuxième trimestre et les six premiers mois 2007

Petroplus Holdings AG (SWX : PPHN) a déclaré aujourd’hui un revenu net de 48,3 millions de dollars, soit 0,72 dollar par action, pour les trois mois clos le 30 juin 2007. Pour les six mois clos le 30 juin 2007, Petroplus a déclaré un revenu net de 98,6 millions de dollars, soit 1,54 dollar par action. Les résultats financiers et d’exploitation pour les trois et six mois clos le 30 juin 2007 ne sont pas comparables aux périodes correspondantes de 2006. Si l’on exclut les activités de couverture et les profits sur les ventes des activités abandonnées de la période précédente, le résultat net de 2006 serait ressorti à 14,7 millions de dollars pour les trois mois clos le 30 juin 2006 et les six mois clos le 30 juin 2006 auraient affiché une perte nette de 3,4 millions de dollars.

Au cours de 2007, le programme d’acquisition de raffineries et l’arrêt temporaire des activités d’exploitation pour maintenance au deuxième trimestre nous empêchent de comparer les résultats financiers et opérationnels des premier et deuxième trimestres 2007. Le BAIIDA du raffinage et du marketing au deuxième trimestre 2007, (raffinage et marketing « bénéfice avant intérêts, impôts dépréciation et amortissement ») d’environ 158 millions de dollars reflète les exploitations de cinq raffineries, Coryton pendant un mois, Ingolstadt, BRC, Cressier et Teesside. L’exploitation des raffineries BRC et Cressier a été interrompue pour maintenance au deuxième trimestre 2007. Le BAIIDA du premier trimestre 2007 du raffinage et du marketing, égal à environ 55 millions de dollars, reflète les exploitations de trois raffineries, BRC pendant un mois, Cressier et Teesside.

Concernant les résultats du deuxième trimestre, Thomas D. O’Malley, PDG de Petroplus a déclaré : « La croissance des BAIIDA de raffinage et de marketing au deuxième trimestre 2007, égale à environ 185 %, au-dessus ce celle du premier trimestre 2007, reflète les marges solides du raffinage et la réussite de la mise en application de notre stratégie de croissance. Au deuxième trimestre, les transitions des acquisitions des raffineries Ingolstadt et Coryton se sont bien passées en douceur. Les résultats du deuxième trimestre reflètent trois mois d’exploitation de la raffinerie Ingolstadt et un mois d’exploitation de la raffinerie Coryton. Cependant, nos résultats pour le deuxième trimestre ont été limités par le programme d’arrêt des activités d’exploitation de l’ensemble de l’installation des raffineries Cressier et BRC pour maintenance. Ces interruptions, qui se sont achevées, ont permis des travaux de maintenance de toutes les unités majeures des raffineries. L’interruption de l’exploitation de Cressier, qui a duré 35 jours, s’est déroulée comme prévu et les activités ont repris dans les délais. L’arrêt des opérations de BRC a permis les travaux de maintenance les plus conséquents que la raffinerie BRC ait jamais connus. Afin de réaliser les travaux supplémentaires nécessaires pour sécuriser les opérations de l’usine et pour mettre en œuvre des mesures additionnelles en vue d’améliorer la sécurité, la fiabilité et le rendement du site, la Société a pris la décision de prolonger le programme d’environ 30 jours au-delà de la date d’achèvement prévue à l’origine. La raffinerie n’a été en pleine exploitation que pendant 10 jours du trimestre. Toutes les activités de l’installation ont repris fin juillet et toutes les unités marchent maintenant comme prévu. Nous n’avons pas prévu d’autres travaux de maintenance majeurs dans nos raffineries pour le reste de 2007. »

Considérant l’avenir, Robert Lavinia, président de Petroplus, a fait le commentaire suivant : « Le troisième trimestre 2007 sera le premier à refléter les exploitations de tous les actifs de nos cinq raffineries. En un an, notre capacité nominale de raffinage a augmenté de presque 240 %, passant d’environ 185 000 barils par jour à 625 000 barils par jour. À ce jour, nous avons une base d’actifs de raffinage assez complexe, dispersée géographiquement et bien gérée. »

Concernant le marché à son entrée dans le troisième trimestre, M. O’Malley a affirmé : « Les marges de traitement brutes de raffinage ont commencé plus bas en moyenne qu’au deuxième trimestre 2007. Avec la hausse des prix du pétrole brut, les marchés du pétrole sont passés en déport, alors que les marchés des produits sont mieux approvisionnés. Ceci a eu pour résultat le resserrement des marges de traitement brutes. Cette volatilité des marges de traitement brutes de raffinage à court terme n’est pas inhabituelle. Cependant, malgré les prix du pétrole plus élevés, la croissance de la demande en produits pétroliers continue à être très forte. Au long terme, la nouvelle capacité de raffinage mondiale prévue en ligne ne semble pas suffire pour satisfaire les prévisions de demande incrémentielle des prochaines années à venir. La force du cycle de raffinage actuel, qui a en fait commencé aux environs de 2004, devrait continuer à prévaloir, certainement jusqu’à la fin de la décennie, grâce aux principes essentiels étroits de l’industrie du raffinage. »

Commentant les activités des marchés de capitaux du trimestre, Karyn F. Ovelmen, directrice financière de Petroplus a déclaré : « Au cours du deuxième trimestre 2007, nous avons émis 1,2 de milliard de dollars d’obligations de société ainsi que 7,6 millions d’actions pour des recettes totales au profit de la Société d’environ 1,8 milliard de dollars. Ces recettes ont été utilisées pour diminuer la dette existante et financer l’acquisition de la raffinerie Coryton. » Eu égard au bilan, Mme Ovelmen a fait remarquer : « Nous avons clos le trimestre avec une encaisse d’environ 150 millions de dollars, une dette de 1,6 de milliard de dollars et des fonds propres de 2,3 de milliards de dollars. Le rapport de notre dette nette à notre capitalisation nette au 30 juin était environ de 39 %. Nous espérons réduire encore davantage notre rapport d’endettement grâce aux flux de trésorerie disponibles générés avant la fin de l’année. La Société est en bonne position financière, et sera capable de financer son programme de capital et de tirer profit de toutes les occasions supplémentaires de retours élevés que le marché aurait à offrir. »

Les taux de production maximale par raffinerie au troisième trimestre et en 2007, y compris les charges d’alimentation intermédiaires, devraient s’établir aux moyennes suivantes : Coryton de 200 000 à 210 000 bpj pour le troisième trimestre et de 200 000 à 210 000 bpj pour les sept mois ; Ingolstadt de 95 000 à 100 000 bpj pour le troisième trimestre et de 95 000 à 100 000 bpj pour les neuf mois ; BRC de 85 000 à 90 000 bpj pour le troisième trimestre et de 70 000 à 80 000 bpj pour l’année (affecté par l’arrêt des opérations) ; Cressier de 55 000 à 60 000 bpj pour le troisième trimestre et de 50 000 à 55 000 bpj pour l’année (affecté par l’arrêt des opérations) ; et Teesside de 75 000 à 80 000 bpj pour le troisième trimestre et de 80 000 à 85 000 bpj pour l’année.

La téléconférence de la Société traitant des résultats des six premiers mois sera diffusée en direct sur le Web aujourd’hui, le 10 août 2007, à 11 h 00 (heure d’Europe centrale) sur la section relations avec les investisseurs du site Web de Petroplus Holdings AG à www.petroplusholdings.com.

Petroplus Holdings AG est le plus gros raffineur et grossiste indépendant de produits pétroliers en Europe. Spécialisée dans le raffinage, Petroplus possède et exploite actuellement cinq raffineries en Europe : la raffinerie Coryton située sur l’estuaire de la Tamise, au Royaume-Uni, la raffinerie Ingolstadt à Ingolstadt, en Allemagne, la raffinerie Belgium Refining Company d’Anvers, en Belgique, la raffinerie Cressier dans le canton de Neuchâtel, en Suisse, et la raffinerie Teesside à Teesside, au Royaume-Uni. La capacité de débit de toutes les raffineries réunies est de l’ordre de 625 000 bpj. Petroplus a signé une lettre d’intention concernant l’acquisition des raffineries de Petit Couronne et de Reichstett Vendenheim, situées en France, de Shell International Petroleum Company Limited. Les raffineries ont une capacité nominale totale de production de pétrole brut de 239 000 barils par jour.

Ce communiqué de presse contient des énoncés prévisionnels, notamment les attentes actuelles de la société en ce qui concerne la conjoncture future du marché, les résultats d’exploitation futurs, le rendement futur de ses opérations de raffinage et d’autres projets. Les termes tels que « s’attend à », « envisage », « prévoit », « projette », « croit », « estime », « pourra », l’emploi du futur et du conditionnel ainsi que des expressions similaires identifient en général ces énoncés prévisionnels. Bien que Petroplus estime que les attentes exprimées par ces énoncés prévisionnels soient fondées sur des hypothèses raisonnables, elle ne peut aucunement garantir que ses attentes seront concrétisées.

Petroplus Holdings AG et filiales
Communiqué des bénéfices
(en millions de dollars, sauf montants par action)			Pour les trois mois clos le 30 juin						Pour les six mois clos le 30 juin
			2007			2006			2007			2006
DONNÉES DU COMPTE DE RÉSULTAT :
Recettes			$	2 742,5		$	1 538,6		$	4 457,6		$	3 009,6
Coût des matériaux				2 488,3			1 489,8			4 076,5			2 812,3
	Marge brute		$	254,2		$	48,8		$	381,1		$	197,3
Frais de personnel				57,5			31,6			89,5			50,6
Frais d’exploitation				67,2			23,9			103,1			48,1
Dépréciation et amortissement				36,4			11,0			55,5			23,2
Autres frais administratifs				13,8			1,9			23,6			6,5
	Bénéfice d’exploitation		$	79,3		$	(19,6)		$	109,4		$	68,9
(Frais)/revenus financiers, nets				(19,7)			10,2			(16,2)			2,3
Taux de change (pertes) financiers				(1,7)			-			(0,1)			(0,8)
Part de perte des associés				0,0			(0,1)			0,0			(0,2)
	Profit/ (perte) avant impôts sur les bénéfices		$	57,9		$	(9,5)		$	93,1		$	70,2
(Dépense)/avantages fiscaux				(5,6)			0,2			11,9			(17,8)
	Revenu/(perte) des exploitations poursuivies, net		$	52,3		$	(9,3)		$	105,0		$	52,4
Exploitations abandonnées, nettes d’impôts				(4,0)			6,0			(6,4)			95,7
Revenu/(perte), net			$	48,3		$	(3,3)		$	98,6		$	148,1
Revenu net attribuable aux actionnaires de la société mère			$	48,3		$	(3,5)		$	98,6		$	147,9
Revenu net par action ordinaire :
De base
	Revenu des exploitations poursuivies		$	0,78		$	(0,25)		$	1,64		$	1,37
	Exploitations abandonnées			(0,06)			0,16			(0,10)			2,51
	Revenu net		$	0,72		$	(0,09)		$	1,54		$	3,88
Nombre moyen pondéré d’actions en circulation (en millions)				66,6			38,1			63,8			38,1
Diluée :
	Revenu des exploitations poursuivies		$	0,76		$	(0,25)		$	1,59		$	1,37
	Exploitations abandonnées			(0,06)			0,16			(0,10)			2,51
	Revenu net		$	0,70		$	(0,09)		$	1,49		$	3,88
Nombre moyen pondéré d’actions en circulation (en millions)				68,7			38,1			65,8			38,1
AUTRES DONNÉES FINANCIÈRES :
	Couverture (perte)/gains (1)		$	(10,6)		$	(24,0)		$	(2,1)		$	55,8
(1)	Représente les gains et les pertes sur la couverture des marges de raffinage enregistrée dans les coûts des matériaux

Petroplus Holdings AG et Filiales
Communiqué des bénéfices
			Pour les trois mois clos le 30 juin				Pour les six mois clos le 30 juin
(non audité)			2007		2006		2007		2006
Informations volumétriques et par baril sélectionnées
Production totale (milliers de barils par jour)			312,0		165,5		278,3		171,5
Débit brut total (milliers de barils par jour) :
	Coryton (3)		47,2		**		23,7		**
	Ingolstadt (3)		94,5		**		47,5		**
	BRC (3)		6,9		33,3		45,2		16,8
	Cressier		32,6		62,5		45,1		63,6
	Teesside		93,2		67,7		93,5		89,9
Débit brut total (milliers de barils par jour)			274,4		163,5		255,0		170,3
Total des autres débits (milliers de barils par jour) :
	Coryton (3)		20,6		**		10,3		**
	Ingolstadt (3)		2,8		**		1,4		**
	BRC (3)		6,5		-		6,2		-
	Cressier		0,7		1,9		1,3		1,8
	Teesside		0,2		-		0,1		-
Total des autres débits (milliers de barils par jour)			30,8		1,9		19,3		1,8
Débit total (milliers de barils par jour)			27,8		15,1		49,6		31,2
Marge brute (dollars par baril du débit total) :(1) (2)
	Coryton (3)		10,00		**		10,03		**
	Ingolstadt (3)		8,10		**		8,10		**
	BRC (3)		24,11		3,99		7,95		3,98
	Cressier		8,78		6,84		5,35		5,47
	Teesside		6,21		1,35		5,06		2,15
Frais d’exploitation (dollars par baril du débit total) :(1)
	Coryton (3)		3,60		**		3,61		**
	Ingolstadt (3)		2,54		**		2,54		**
	BRC (3)		14,35		1,62		3,67		1,61
	Cressier		3,98		1,83		2,98		1,93
	Teesside		1,21		1,77		1,25		1,35
Indicateurs du marché (dollars par baril) (5)
Dated Brent			68,73		69,80		63,36		65,86
Marges de raffinage de référence (4)
	5-2-2-1 (Coryton) (3)		9,26		**		9,26		**
	10-1-3-5-1 (Ingolstadt) (3)		12,63		**		12,63		**
	6-1-2-2-1 (BRC) (3)		3,34		3,20		2,45		3,20
	7-2-4-1 (Cressier)		8,98		8,66		7,51		7,13
	5-1-2-2 (Teesside)		4,14		2,64		3,86		2,87
(1)	La Société gère son exploitation de raffinage, y compris l’acquisition de charges d’alimentation et la commercialisation des produits, sur une base intégrée ; cependant, à des fins analytiques, les résultats des activités montrés ici ont été attribués à des raffineries particulières. Comme le pétrole brut est souvent acheté et son prix fixé bien avant sa consommation et que la valeur de la production de la raffinerie peut être fixée avant ou après sa production, nos résultats réels peuvent différer de façon significative de ceux qui seraient définis par référence aux indicateurs de référence du marché. Nous gérons ce risque en matière de prix totalement sur une base d’entreprise et pouvons acheter des contrats à terme qui correspondent volumétriquement avec l’entièreté ou avec une partie de nos engagements d’achats et de vente à prix fixe. Par conséquent, les marges brutes réalisées par une raffinerie particulière et présentées ici ne reflètent pas les résultats qui auraient été déclarés s’ils avaient été pris en considération séparément conformément à la norme IFRS. La Société est d’avis que ces informations par raffinerie individuelle sont utiles pour comprendre notre résultat d’exploitation global.
(2)	Exclut le stock d’exploitation minimum et les couvertures de la marge de raffinage qui ne sont pas supposés se reproduire dans l’avenir.
(3)	Nous avons acquis la raffinerie BRC le 31 mai 2006. Nous avons acquis la raffinerie Ingolstadt le 31 mars 2007. Nous avons acquis la raffinerie Coryton le 31 mai 2007 et le débit total pour les trois mois clos le 30 juin 2007 reflète 30 jours d’exploitation durant cette période. Le débit total s’est situé en moyenne à 205 000 bpj pour les 30 jours d’exploitation du deuxième trimestre. Les indicateurs de référence reflètent les périodes d’application de chaque acquisition.
(4)	Indicateur de marge par baril pour la conversion de pétrole brut en produits finis. Pour la raffinerie Coryton, les 5-2-2-1 représentent cinq barils de pétrole brut Dated Brent convertis en deux barils d’essence, deux barils de mazout domestique et un baril de 3,5 % de mazout. Pour la raffinerie Ingolstadt, les 10-1-3-5-1 représentent 10 barils de pétrole brut Dated Brent convertis en un baril de naphtha, trois barils d’essence, cinq barils de diesel à faible teneur en soufre (ULSD) et un baril de 3,5 % de mazout. Pour la raffinerie BRC, les 6-1-2-2-1 représentent six barils de pétrole brut Dated Brent convertis en un baril d’essence premium 95, deux barils de mazout domestique, deux barils de VGO et un baril de 3,5 % de mazout. Pour la raffinerie Cressier, les 7-2-4-1 représentent sept barils de pétrole brut Dated Brent convertis en deux barils d’essence premium 95 octanes, quatre barils de mazout domestique et un baril de 1 % de mazout. Pour la raffinerie Teesside, les 5-1-2-2 représentent cinq barils de pétrole brut Dated Brent convertis en un baril de nap.
(5)	Source : Bloomberg
**	Sans objet

Petroplus Holdings AG et filiales
Communiqué des bénéfices
(en millions de dollars)			Le 30 juin 2007			Le 31 décembre 2006
DONNÉES DU BILAN : (fin de période)
	Encaisse et dépôts à court terme		$	154,2		$	91,6
	Total des actifs		$	6 716,2		$	3 014,8
	Total des prêts et des emprunts créditeurs à court terme		$	1 631,1		$	-
	Fonds propres		$	2 270,1		$	1 555,1

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