Petroplus annonce les résultats financiers de son quatrième trimestre et de l'année 2007 et le Conseil propose 1 Franc suisse de dividende par action aux actionnaires

Nouvelles réglementaires :

Petroplus Holdings AG (SWX: PPHN a annoncé aujourd'hui un revenu net de des activités poursuivies de 310,4 millions de dollars ou de 4,68 dollars par action, et un revenu net de ses activités poursuivie de 74,1 millions de dollars ou 1,82 dollar par action pour les années qui se sont clôturées respectivement au 31 décembre 2007 et 2006. Le revenu net des activités poursuivies de 137,1 millions de dollars ou de 2.00 dollars par action et une perte nette des opérations poursuivies de 3,2 millions de dollars ou de (0,07) dollars par action, ont été enregistrés pour les trimestres se terminant au 31 décembre 207 et 2006, respectivement. Les résultats financiers et d'exploitation pour l'année qui s'est clôturée au 31 décembre 2007 ne sont pas comparables à ceux de la période correspondante 2006. Excluant la période antérieure couvrant l'activité, 2006 aurait résulté en une perte nette de 108,5 millions de dollars pour l'année.

Pour l'année se terminant au 31 décembre 2007, le EBITDA de raffinage et de marketing (résultats avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement de raffinage et de marketing) était approximativement de 629 millions de dollars. Le EBITDA de raffinage et de marketing ne reflète pas une année complète d'opérations pour nos cinq raffineries comme opérations qui ont été touchées par le rythme des acquisitions et par une maintenance importante prévue ou non dans les raffineries.

"2007 a été une année de transformations pour Petroplus. Nous avons ajouté deux raffineries importantes, Coryton et Ingolstadt, à notre portfolio d'actif et avons essentiellement reconstruit la BRC raffinerie pour qu'elle soit conforme aux normes de sécurité et fiable au niveau opérationnel tout en améliorant son rendement. Tout en ayant fait l'expérience de temps morts non prévus dans nos raffineries durant l'année, la contribution de ces raffineries est allée bien au-delà de nos espérances et le véritable moteur qui a engendré les revenus des cinq actifs des raffineries devrait encore être d'actualité en 2008. Avec l'ensemble de nos cinq actifs de raffinage et l'acquisition espérée de raffineries françaises tôt cette année, Petroplus se trouve dans une position solide pour capitaliser sur des conditions de marché favorables telles que nous les constatons cette année" a déclaré Thomas D. O’Malley, Président et Directeur Général de Petroplus, à propos de cette année.

"Nous espérons conclure notre acquisition annoncée des raffineries de Petit Couronne et Reichstett au début du second trimestre, tel que prévu. Faisant partie de cette acquisition, nous avons l'intention d'entamer un accord de traitement partiel avec le vendeur à la raffinerie de Petit Couronne, au moyen duquel Petropus traitera le matériel détenu par Shell et proposera les produits qui en résulteront à Shell. Conformément aux termes de cet accord, Shell compensera Petroplus pour le traitement du matériel brut et pour les dépenses liées aux opérations jusqu'en décembre 2008. En 2009, après l'exécution de l'accord de traitement, nous prévoyons de gérer le site en tant que raffinerie produisant une combinaison d'huiles de graissage et de carburant traditionnels. Nous sommes impatients d'apporter ces deux raffineries dans notre portfolio et d'apporter l'expertise du personnel opérationnel et celui d'autres professions à notre groupe", a déclaré Robert Lavinia, le Président de Petroplus à propos des acquisitions en suspens de Shell.

"Les mêmes principes essentiels de l'offre et de la demande, qui ont contribué aux marchés porteurs des raffineurs durant les quatre dernières années, demeurent toujours d'actualité à ce jour. Nous espérons voir une demande mondiale des produits pétroliers relativement en équilibre avec la demande mondiale. Cela continuera de mettre la pression sur la capacité du coussin limitée en place aujourd'hui. Concernant l'offre, nous espérons que les délais des projets continus, les spécifications changeantes des carburants et les taux d'utilisation des maximums durables ou proches, continueront de mettre la pression sur les efforts pour augmenter l'offre. Concernant la demande, la variable peut-être la plus importante est l'impact potentiel de la récession mondiale de la demande des produits pétroliers. Cependant, le PNB mondial devrait poursuivre sa tendance qui est supérieure à la croissance moyenne, emmenée par les régions émergeantes telles que l'Inde et la Chine. Si les pressions de récession aux États-Unis continuent de se développer, cela pourrait avoir un impact sur la demande dans la région. Cependant, la demande américaine de produits pétroliers est moins en fonction du PNB, car le secteur du transport aux États-Unis est déjà pleinement développé et aura toujours besoin d'être supporté, même à travers une période de demande en baisse. Nous espérons voir, par le biais de la croissance des régions émergeantes, l'impact significatif d'une infrastructure des transports en augmentation qui continuera de supporter le marché serré sur le plan mondial des produits pétroliers.

” Durant 2007, en dépit d'une augmentation de 50 % des prix du pétrole brut à partir de début 2007, l'impact sur la demande mondiale pour les produits pétroliers a été minimal avec une demande qui a augmenté d'environ 1, 7 % en 2007 et nous espérons rester relativement au même niveau en 2008. Faisant obstacle à une récession mondiale sévère qui touchera les économies solides à la fois de la Chine et de l'Inde, nous pensons que la croissance de la consommation satisfera ou devancera les surcroîts attendus de la capacité de raffinage qui devrait aller bien au-delà du début de la prochaine décennie" a remarqué Mr. O’Malley à propos des prévisions du marché.

"Durant le quatrième trimestre 2007, notre niveau de dettes a légèrement augmenté en raison des augmentations temporaires du fonds de roulement en partie du aux constructions en inventaire, essentiellement à la raffinerie de Coryton, ceci étant le résultat de l'incident qui s'est produit en octobre. Nous finissons la période avec un rapport passif net / ratio net de capitalisation au 31 décembre d'environ 34 pour cent. Aujourd'hui, nos niveaux de fonds de roulement sont revenus à des niveaux plus normalisés. Nous finissons l'année avec approximativement 63 millions de dollars de liquidités, 1,3 milliard de dollars de passif et 2,5 milliards de dollars de capitaux propres destinés aux actionnaires. Nous sommes en excellente santé financière et nous espérons financer nos acquisitions de raffineries en suspens, qui constituerons les actifs français, avec une combinaison de liquidités et de dettes. Concernant les post acquisitions, nous espérons que le rapport passif net / capitalisation nette sera en dessous de 40 pour cent. Notre structure de capital pour 2008, même après l'acquisition de Shell, nous laissera une position solide pour poursuivre notre stratégie de croissance" a commenté Karyn F. Ovelmen, Directrice financière de Petroplus à propos du bilan à la fin de l'année.

"En 2007, nous avons donné une illustration de notre stratégie méthodique de capital avec l'exécution réussie d'un Haut Rendement des obligations de société et des Emissions de Droit en avril 2007 et les améliorations importantes apportées au fonds de roulement cette année. En vue d'une extraordinaire amélioration du bilan de la société et des projets brillants pour l'avenir, le Comité de Direction de Petroplus a l'intention de proposer aux actionnaires une résolution lors de l'Assemblée Générale Annuelle qui se déroulera en mai 2008, concernant un dividende de un Franc suisse par action. Le payement d'un tel dividende sera effectué par le biais d'une réduction de la valeur nominale de l'action. Le payement du dividende devrait probablement se produire durant le troisième trimestre de cette année. Le Comité de Petroplus pense que l'institution d'un dividende régulier annuel est important pour les actionnaires et, bien que modeste au début, notre but est d'augmenter le dividende au cours des prochaines années" a commenté Ms Ovelmen à propos de l'amélioration continue de la structure du capital.

Les taux de la capacité de production des raffineries pour le premier trimestre et l'année complète 2008, y compris les charges intermédiaires devraient approximativement être en moyenne de et comme suit : Coryton de 170 000 à 180 000 de bpd ( (baril par jour) pour le premier trimestre et de 200 000 à 210 000 pour l'année ; Ingolstadt de 90 000 à 95 000 bpd pour le premier trimestre et 100 000 à 110 000 pour l'année ; Cressier de 45 000 à 50,000 bpd pour le premier trimestre et 58 000 à 63 000 bpd pour l'année ; et Teesside de 80 000 à 90 000 bpd pour le premier trimestre et 90 000 à 95 000 bpd pour l'année. Dépendant de l'exécution réussie des acquisitions, on espère des taux de capacité de production de Petit Couronne de l'ordre de 120 000 à 130 000 bpd et de Reichstett d'environ 70 000 à 80 000 bpd pour l'année. La capacité de production de la raffinerie de Cressier, pour le premier trimestre, tient en compte la maintenance prévue originellement pour le quatrième trimestre et qui a été avancée. Les raffineries de BRC et Teesside ont prévu d'effectuer leur maintenance durant le deuxième trimestre qui est estimée durer environ 30 et 25 jours respectivement.

La conférence téléphonique de la société concernant les résultats financiers de la fin de l'année sera retransmise en directe aujourd'hui, 7 février 2007 à 15 H. CET sur la section relations aux investisseurs du site Internet de Petroplus Holdings AGwww.petroplusholdings.com.

Petroplus Holdings A est le plus important raffiner indépendant et grossiste de produits pétroliers en Europe. Petroplus se concentre sur le raffinage et possède et gère actuellement cinq raffineries en Europe : la raffinerie de Coryton située sur l'estuaire de la Tamise en Angleterre, la raffinerie d' Ingolstad à Ingolstad en Allemagne, la Compagnie de Raffinage Belge à Anvers, Belgique, la raffinerie de Cressier dans le canton de Neuchâtel en Suisse et la raffinerie de Teesside, à Teesside au Royaume-Uni. Les raffineries ont une capacité de production combinée d'approximativement 625 000 bpd. Petroplus a signé une lettre d'intention pour acquérir les raffineries de Petit Couronne et Reichstett, situées en France, de Shell International Petroleum Company Limited. Les raffineries ont une capacité nominale de pétrole brute de 239 000 barils par jour.

. Ce communiqué de presse contient des énoncés prospectifs, y compris les attentes actuelles de la société quant aux conditions futures du marché, les futurs résultats d'exploitation de ses opérations de raffinerie et autres plans. Des termes tels que "attendre", "avoir l'intention", "projeter", "penser", "estimer", "peut", "sera", "devrait", et autres expressions similaires ont pour objet d'identifier des énoncés prospectifs. Bien que Petroplus estime que les attentes qui sont reflétées dans de tels énoncés prospectifs sont basées sur des assomptions raisonnables, Petroplus ne peut donner aucune assurance quant à leur 'accomplissement.

Petroplus Holdings AG et filiales
Déblocage des Revenus
(en millions de $ US, à l'exception des montants de l'action)			Pour les trois mois se terminant le 31 décembre,					, Pour l'année se terminant le 31 décembre
			2007		2006			2007		2006
DONNEES DE DECLARATION DE REVENU :
Revenu			$ 5,013.3		$ 1,747.1			$ 13,905.1		$ 6,923.0
Coûts des matériaux			4,548.0		1,586.8			12,739.3		6,376.6
	Marge bénéficiaire bruts		$ 465.3		$ 160.3			$ 1,165.8		$ 546.4
Frais de personnel			76.6		34.2			237.9		115.5
Frais d'exploitation			123.1		44.7			319.2		139.3
Dépréciation et amortissement			57.2		31.9			164.3		74.9
Autres frais administratifs			20.3		18.0			59.3		36.5
	Bénéfice d'exploitation		$ 188.1		$ 31.5			$ 385.1		$ 180.2
Financiers (frais), nets			(25.2)		(40.9)			(68.2)		(85.5)
Taux de change financier (pertes)/gains			(13.6)		5.1			1.8		4.2
Partage du revenu des associés			0.0		0.0			0.0		0.3
	Profit/(perte) avant impôt sur le revenu		$ 149.3		$ (4.3)			$ 318.7		$ 99.2
Impôt sur le revenu (frais)/bénéfice			(12.2)		1.1			(8.3)		(25.1)
	Revenu net/(perte) des opérations poursuivies		$ 137.1		$ (3.2)			$ 310.4		$ 74.1
Activités abandonnées, net d'impôt			(0.2)		3.8			(7.1)		369.5
Revenu net			$ 136.9		$ 0.6			$ 303.3		$ 443.6
Part des actionnaires minoritaires			$ -		$ -			$ 0.0		$ 0.2
Revenu net attribuable aux actionnaire			$ 136.9		$ 0.6			$ 303.3		$ 443.4
Revenu net par action ordinaire
de base
	Revenu des opérations poursuivies		$ 2.00		$ (0.07)			$ 4.68		$ 1.82
	Opérations abandonnées		-		0.08			(0.11)		9.08
	Revenu net		$ 2.00		$ 0.01			$ 4.57		$ 10.90
Moyenne pondérée des actions en cours (en millions)			68.6		47.4			66.3		40.7
Diluée :
	Revenu des opérations poursuivies		$ 1.94		$ (0.07)			$ 4.54		$ 1.75
	Opérations abandonnées		-		0.08			(0.10)		8.77
	Revenu net		$ 1.94		$ 0.01			$ 4.44		$ 10.52
Moyenne pondérée des actions en cours (en millions)			70.7		48.8			68.3		42.2
AUTRES DONNÉES FINANCIÈRES
	Protection (pertes)/gains(1)		$ (5.5)		$ 54.7			$ (4.0)		$ 182.6
(1)	Représente les gains et pertes sur les marges de raffinage enregistrées au coût des matériaux

Petroplus Holdings AG et filiales
Publication des Revenus
				, Pour les trois mois se terminant le 31 décembre				Pour le années se terminant le 31 décembre
non vérifiés)				2007		2006		2007		2006
Donnés sélectionnées volumétriques et par baril
l Production Totales (Mbbls par jour)				465.9		226.7		391.0		201.0
Capacité de production totale d'unités de pétrole brute (Mbbls par jour) :
	Coryton (3)			69.5		(A)		66.7		(A)
	Ingolstadt (3)			70.3		(A)		63.5		(A)
	BRC (3)			99.2		62.5		63.2		40.9
	Cressier			61.3		61.2		52.8		62.1
	Teesside			96.4		94.2		91.0		89.9
Capacité de production totale d'unités de pétrole brute (Mbbls par jour) :				396.7		217.9		337.2		192.9
Autre capacité totale de production (Mbbls par jour) :
	Coryton (3)			40.5		(A)		30.1		(A)
	Ingolstadt (3)			2.0		(A)		1.7		(A)
	BRC (3)			15.2		11.0		14.3		6.1
	Cressier			1.3		0.9		1.4		1.7
	Teesside			-		1.0		0.1		0.3
Autre capacité totale de production (Mbbls par jour) :				59.0		12.9		47.6		8.1
Capacité de production totale (millions de barils)				41.9		21.2		140.5		73.4
Marge bénéficiaire brute ($ US par baril de capacité de production totale):(1) (2)
	Coryton (3)			11.36		(A)		9.79		(A)
	Ingolstadt (3)			12.55		(A)		7.99		(A)
	BRC (3)			9.12		6.11		7.25		4.40
	Cressier			10.92		4.32		6.97		4.83
	Teesside			6.89		3.53		5.34		2.52
Frais d'exploitation ($ US par baril de capacité de production totale):(1)
	Coryton (3)			8.93		(A)		4.99		(A)
	Ingolstadt (3)			4.84		(A)		3.35		(A)
	BRC (3)			2.06		2.43		2.60		2.20
	Cressier			2.73		2.50		2.69		2.25
	Teesside			1.38		1.34		1.34		1.36
Indicateurs du marché ($ US par baril)(5)
Brent vieilli				88.77		59.60		72.71		65.41
Point de référence des marges de raffinemenr (4)
	5-2-2-1 (Coryton) (3)			7.04		(A)		7.26		(A)
	10-1-3-5-1 (Ingolstadt) (3)			10.95		(A)		11.00		(A)
	6-1-2-2-1 (BRC) (3)			1.34		(0.43)		2.13		0.10
	7-2-4-1 (Cressier)			8.42		5.69		7.65		6.67
	5-1-2-2 (Teesside)			5.53		2.60		4.31		2.50
(1)	La Société gère ses affaires de raffinage, y compris l'acquisition de charge d'alimentation et de gestion de produit, sur une base intégrée ; cependant, pour des besoins analytiques, les résultats commerciaux, dont il est fait état ici, ont été alloués aux raffineries individuelles. Alors que le pétrole brut est souvent acheté et son prix fixé bien en avance par rapport à sa consommation et que la valeur de la production de la raffinerie peut être fixée avant ou après qu'il soit produit, nos résultats actuels peuvent varier de manière significative de ceux qui pourraient être déterminés par rapport à une référence aux indicateurs de marché. Nous gérons le risque du prix sur une base totale de la Société et pouvons acheter de futurs contrats qui correspondent, de manière volumétrique, à tout ou une portion de nos achats a prix fixes et de nos engagements de vente. Il en résulte que la raffinerie individuelle a réalisé des marges bénéficiaires brutes présentées ici qui ne reflètent pas les résultats qui pourraient être enregistrés s'ils étaient comptabilisés séparément, en accord avec IFRS. La Société estime que ces informations relatives à la raffinerie individuelle peuvent aider à la compréhension des résultats d'exploitation dans leur ensemble.
(2)	Excludes minimum operating stock and refining margin hedging activities that are not expected to occur in the future.
(3)	We acquired the BRC refinery on May 31, 2006. We acquired the Ingolstadt refinery on March 31, 2007. We acquired the Coryton refinery on May 31, 2007. Benchmark indicators reflect the applicable periods for each acquisition.
(4)	Per barrel margin indicator for the conversion of crude oil into finished products. For the Coryton refinery, the 5-2-2-1 represents five barrels of Dated Brent crude oil converted into two barrels of gasoline, two barrels of heating oil and one barrel of 3.5% fuel oil. For the Ingolstadt refinery, the 10-1-3-5-1 represents 10 barrels of Dated Brent crude oil converted into one barrel of naphtha, three barrels of gasoline, five barrels of ULSD and one barrel of 3.5% fuel oil. For the BRC refinery, the 6-1-2-2-1 represents six barrels of Dated Brent crude oil converted into one barrel of premium 95 gasoline, two barrels of heating oil, two barrels of VGO and one barrel of 3.5% fuel oil. For the Cressier refinery, the 7-2-4-1 represents seven barrels of Dated Brent crude oil converted into two barrels of premium 95 octane gasoline, four barrels of heating oil and one barrel of 1% fuel oil. For the Teesside refinery, the 5-1-2-2 represents five barrels of Dated Brent crude oil converted into one barrel of naphtha, two barrels of ULSD and two barrels of straight-run fuel oil (low sulfur higher-value fuel oil).
(5)	Source: Bloomberg
(A)	Not relevant

Petroplus Holdings AG et filiales
Publication des revenus
en millions of $ US)					31décembre 2007		31 décembre 2006
DONNÉES DU BILAN: (fin de la période)
	Liquidités et dépôts à court terme				$ 62.5		$ 91.6
	Total actif				$ 7,466.8		$ 3,014.8
	Total des intérêts - prêts rapportant des intérêts - emprunts à court terme				$ 1,333.1		$ -
	Capitaux propres des actionnaires				$ 2,501.5		$ 1,555.1

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