HOUSTON, TX, le 7 nov. /CNW-PRN/ - Plains Resources (PLX à l'AMEX) a
annoncé aujourd'hui un bénéfice net avant éléments extraordinaires de 9,6
millions $, ou 0,33 $ par action en circulation (0,31 $ après dilution) pour
le troisième trimestre 2000. Après la comptabilisation de charges avant impôts
et intérêts minoritaires de 6,6 millions $ à la suite d'un litige, et de frais
de 2,1 millions $ liés à des primes d'encouragement hors caisse, le bénéfice
net de la Société pour le trimestre de l'exercice en cours a été de 6,7
millions $, ou 0,17 $ par action en circulation (0,16 $ après dilution). A
titre comparatif, la Société a enregistré, au troisième trimestre 1999, une
perte nette de 20,0 millions $, ou 1,30 $ par action en circulation et après
dilution.
	    Plains Resources a précisé que les charges de 6,6 millions $ tiennent
compte des coûts associés au règlement du litige, tel qu'annoncé, et que le
montant a été déterminé à partir d'une estimation de sa répartition entre la
Société et Plains All American Pipeline, L.P. La répartition des coûts est
actuellement étudiée par certains comités spéciaux formés pour de telles
circonstances par les conseils d'administration respectifs de la Société et de
Plains All American Inc.
	    Le bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation, épuisement et
amortissement ("BAIIA") du troisième trimestre 2000 a augmenté de 10 % pour
s'établir à 45,7 millions $ comparativement à 41,7 millions $ au troisième
trimestre 1999. Le flux de trésorerie lié aux activités d'exploitation, après
déduction des intérêts minoritaires, a augmenté de 11 % pour s'établir à 26,5
millions $ en 2000 par rapport à 23,9 millions $ l'an dernier. Le BAIIA et le
flux de trésorerie des activités d'exploitation ne tiennent pas compte des
répercussions liées au règlement du litige ainsi que d'autres dépenses hors
caisse et éléments associés aux produits d'exploitation. Les résultats du
troisième trimestre 1999 ont été redressés afin de refléter l'incidence des
activités commerciales non autorisées révélées en novembre 1999. Le
redressement tient compte d'une charge avant impôts et avant intérêts
minoritaires liée à l'exploitation de 72,3 millions $; ce montant est exclu
des comparaisons relatives au BAIIA et au flux de trésorerie des activités
d'exploitation.
	    Dans le secteur des activités en amont, la Société a enregistré un volume
de production de 2,2 millions de barils d'équivalent pétrole par rapport à 2,4
millions de barils d'équivalent pétrole au troisième trimestre 1999. La
production du troisième trimestre a connu une hausse de 5 % par rapport à la
production quotidienne moyenne du premier trimestre 2000 et une baisse
d'environ 2 % comparativement à la production quotidienne moyenne du deuxième
trimestre 2000. La variation du volume est en grande partie attribuable à un
droit de retour net sur le produit financier de la propriété de Point
Arguello, en vigueur depuis le 1er juillet 2000, et d'un arrêt de production
non planifié en Californie en raison de pannes d'électricité qui n'avaient pas
eu lieu lors des périodes précédentes. Le profit brut unitaire a augmenté à
9,19 $ le baril au troisième trimestre comparativement à 6,95 $ le baril pour
la période équivalent de 1999. Le prix moyen à la tête de puits, qui ne
comprend pas les différentiels associés à la qualité et à l'emplacement ainsi
que les répercussions des couvertures, a grimpé à 17,20 $ le baril équivalent
par rapport à 14,34 $ le baril équivalent au troisième trimestre du dernier
exercice.
	    Dans le secteur des activités intermédiaires, la marge bénéficiaire brute
du troisième trimestre 2000 a été de 32,2 millions $, comparativement à 31,9
millions $ au troisième trimestre de l'exercice 1999. La marge brute provenant
des activités de collecte, de commercialisation, de stockage et des activités
au terminal s'est établie à 20,3 millions $ au trimestre de l'exercice 2000
par rapport à 17,4 millions $ au trimestre de 1999. La marge brute liée aux
activités de pipeline a été de 11,9 millions $ au troisième trimestre de
2000, alors qu'elle fut de 14,5 millions $ au trimestre correspondant de 1999.
Ces chiffres comparatifs excluent l'incidence des pertes associées aux
activités commerciales.
	    "Nos résultats au troisième trimestre montrent comment une hausse du prix
des marchandises et comment notre programme d'immobilisations 2000 se sont
avérés salutaires pour nous. Toutefois, ces résultats ont été ternis par des
charges diverses et par des pannes électriques qui ont affecté nos activités
d'exploitation", a indiqué Greg L. Armstrong, président et chef de la
direction. "Les dix premiers mois de l'exercice 2000 ont été extrêmement
mouvementés et rentables. Jusqu'ici pour l'exercice 2000, nous avons procédés
à différentes ventes d'actifs, au refinancement significatif de la dette de
Plains All American Pipeline, à une réduction de plus de 200 millions $ de la
dette consolidée et nous avons trouvé réponse à certaines incertitudes en
réglant certains cas litigieux.
	    "De plus, la Société est maintenant en bonne position pour connaître une
croissance générale et sur une base par action grâce à l'implantation de notre
programme d'immobilisations 2000 et au mûrissement de projets
d'immobilisations intéressants pour 2001. Certaines ententes avantageuses de
participation et de protection des prix du pétrole brut et l'implantation d'un
programme de rachat d'actions stimuleront également cette croissance", a
expliqué M. Armstrong.
	    Le 13 juin 2000, la Société a annoncé que son conseil d'administration
avait autorisé l'achat d'un maximum d'un million d'actions ordinaires. Au 31
octobre 2000, la Société avait acheté un total d'environ 865 000 actions
ordinaires pour un montant total de 16,0 millions $, ou environ 18,00 $ par
action ordinaire.
	    Une conférence téléphonique est prévue le mardi 7 novembre 2000 à 11 h 00
(HNC) afin de discuter des événements mentionnés dans ce communiqué. Le public
aura accès à cette conférence en direct sur Internet ou encore en différé par
l'entremise d'une rediffusion téléphonique. Voici comment accéder à l'une ou
l'autre de ces diffusions :
	
	    Diffusion sur Internet :
	    Pour la diffusion sur Internet, veuillez accéder au site Web de la
Société à l'adresse www.plainsresources.com, puis cliquez tour à tour sur
"investor relations" et "conference calls". Une fois la diffusion en direct
sur Internet terminée, l'appel conférence sera archivé sur le site de la
Société pendant 90 jours.
	
	    Rediffusion téléphonique :
	    Veuillez composer le 1 800 615-3210 et entrez le code d'accès (pound)
4710148. La rediffusion sera disponible dès le mardi 7 novembre 2000 aux
environs de 14 h 00 (HNC) et ce, jusqu'à minuit le vendredi 10 novembre 2000.
	
	    Hormis les données rétrospectives contenues dans ce communiqué, les
sujets abordés sont de nature prospective et comportent certains risques et
incertitudes qui peuvent faire en sorte que les résultats réels
diffèrent considérablement des résultats prévus. Ces risques et incertitudes
sont notamment liés à la conjoncture économique, à la fluctuation des prix du
pétrole et du gaz, aux incertitudes inhérentes à l'exploration, à
l'exploitation et à la production du pétrole et du gaz ainsi qu'à l'estimation
des réserves, et aux modifications réglementaires et à d'autres facteurs
décrits dans les documents déposés par Plains Resources auprès de la
Securities and Exchange Commission.
	    Plains Resources, société énergétique indépendante, se consacre à
l'exploration, à l'acquisition, à la mise en valeur et à l'exploitation de
gisements de pétrole brut et de gaz naturel. Par l'entremise de sa filiale
Plains All American Pipeline, L.P., la Société oeuvre dans les secteurs
intermédiaires du transport local et régional de pétrole brut, des activités
au terminal et de l'entreposage, ainsi que la collecte et la commercialisation
du pétrole brut. Le siège social de la Société est établi à Houston, au Texas.
	
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	    PLAINS RESOURCES INC. ET FILIALES
	    RESUME FINANCIER
	
	    RESULTATS CONDENSES CONSOLIDES
	    (en milliers, sauf les données par action) (non vérifiés)
	
	                                      Trimestre          Période de neuf mois
	                                       clos le                 close le
	                                     30 septembre            30 septembre
	                                   2000        1999       2000         1999
	                                     (redressés)             (redressés)
	
	    PRODUITS D'EXPLOITATION
	    Ventes de pétrole et de
	     gaz naturel                 38 610 $    34 654 $  109 192 $     80 985 $
	    Produits tirés des
	     activités de
	     commercialisation,
	     de transport, de stockage
	     et du terminal             703 944   1 098 506  2 347 826    2 416 116
	    Gain sur la vente
	     d'éléments d'actif             ---         ---     48 188          ---
	    Intérêts et autres revenus      689         359      7 278          666
	                                743 243   1 133 519  2 512 484    2 497 767
	
	    DEPENSES
	    Dépenses de production       15 934      16 326     46 612       39 989
	    Frais de commercialisation,
	     de transport, de stockage
	     et du terminal             671 791   1 066 567  2 247 163    2 338 873
	    Pertes liées aux activités
	     commerciales non autorisées
	     et dépenses connexes         6 600      72 250      6 600      114 925
	    Frais généraux
	     et administratifs            9 832       8 898     31 296       20 615
	    Charges de rémunération
	     hors caisse                  2 138       1 947      2 269        1 947
	    Dépréciation, épuisement
	     et amortissement            10 768      10 108     36 064       25 553
	    Intérêts débiteurs           13 095      13 151     41 912       32 668
	                                730 158   1 189 247  2 411 916    2 574 570
	
	    Bénéfice (perte) avant
	     impôts, intérêts
	     minoritaires et éléments
	     extraordinaires             13 085     (55 728)   100 568      (76 803)
	    Intérêts minoritaires         2 047     (23 786)    39 451      (32 014)
	    Bénéfice (perte) avant
	     impôts et éléments
	     extraordinaires             11 038     (31 942)    61 117      (44 789)
	    Charges d'impôts (bénéfice) :
	      A court terme                 220         ---        741          ---
	      Reportés                    4 084     (11 895)    23 094      (16 465)
	    Bénéfice (perte) avant
	     éléments extraordinaires     6 734     (20 047)    37 282      (28 324)
	    Eléments extraordinaires        ---         ---     (4 988)         ---
	    BENEFICE NET (PERTE)          6 734     (20 047)    32 294      (28 324)
	     Moins : dividendes
	     cumulatifs sur actions
	     privilégiées                 3 694       2 493     11 106        7 327
	    BENEFICE NET (PERTE)
	     APPLICABLE AUX ACTIONS
	     ORDINAIRES                   3 040 $   (22 540) $  21 188 $   (35 651) $
	
	    Bénéfice (perte) par
	     action ordinaire
	      Avant éléments
	      extraordinaires
	       en circulation              0,17 $     (1,30) $    1,46 $     (2,09) $
	       après dilution              0,16 $     (1,30) $    1,26 $     (2,09) $
	      Après éléments
	      extraordinaires
	       en circulation              0,17 $     (1,30) $    1,18 $     (2,09) $
	       après dilution              0,16 $     (1,30) $    1,09 $     (2,09) $
	
	
	    DONNEES CONDENSEES CONSOLIDEES DU BILAN
	    (en milliers)
	                                              Au                  Au
	                                         30 décembre         31 décembre
	                                             2000                1999
	    ACTIF                               (non vérifiés)
	    Espèces et quasi-espèces                9 866 $            68 228 $
	    Autres éléments d'actif               441 087             703 912
	    Immobilisations corporelles, nettes   818 749             787 653
	    Actif d'impôts reporté                 47 745              67 366
	    Autres éléments d'actif
	     à long terme                          54 434              62 401
	                                        1 371 881 $         1 689 560 $
	
	    PASSIF ET CAPITAUX PROPRES
	    Passif à court terme                  419 230 $           656 273 $
	    Dette bancaire                         13 000             137 300
	    Dette bancaire de la filiale          292 000             259 450
	    Dette de second rang                  277 639             277 909
	    Autre dette à long terme                1 533               2 044
	    Autres passifs à long terme             3 740              21 107
	                                        1 007 142           1 354 083
	
	    Intérêts minoritaires                 166 655             156 045
	    Actions privilégiées rachetables      137 721             138 813
	    Capitaux propres                       60 363              40 619
	                                        1 371 881 $         1 689 560 $
	
	
	    PLAINS RESOURCES INC. ET FILIALES
	    RESUME FINANCIER (suite)
	
	    DONNEES FINANCIERES
	    (en milliers) (non vérifiées)
	                                       Trimestre         Période de neuf mois
	                                        clos le               close le
	                                     30 septembre           30 septembre
	                                    2000       1999       2000         1999
	                                      (redressés)            (redressés)
	    Bénéfice avant intérêts, impôts,
	     dépréciation, épuisement,
	     amortissement et
	     intérêts minoritaires
	     ("BAIIA")(A)                 45 686 $   41 728 $  133 905 $     98 290 $
	
	    Flux de trésorerie lié aux
	     activités d'exploitation
	     après intérêts minoritaires
	     figurant dans le bénéfice net
	     (bénéfice net avant
	     éléments hors caisse)(A)     26 535 $   23 886 $   75 060 $     52 067 $
	
	    Marge brute des activités
	    intermédiaires (moins les
	     pertes liées aux activités
	     non autorisées)              32 153 $   31 939 $  100 663 $     77 243 $
	
	
	    DONNEES D'EXPLOITATION
	    (en milliers, sauf pour les données par unités)
	    (non vérifiés)
	
	                                      Trimestre         Période de neuf mois
	                                       clos le               close le
	                                    30 septembre           30 septembre
	                                   2000       1999       2000         1999
	    Volume quotidien moyen
	     Barils d'équivalent pétrole
	     Californie (91 % pétrole)     15,4       15,9       15,1        15,5
	     Haute mer Californie
	      (100 % pétrole)               3,9        4,5        4,2         1,5
	     Côte du Golfe du Mexique
	      (100 % pétrole)               2,3        2,9        2,2         2,7
	     Bassin de l'Illinois
	      (100 % pétrole)               2,8        3,0        2,8         3,1
	     Total (94 % pétrole)          24,4       26,3       24,3        22,8
	
	
	    Total des volumes périodiques
	     Barils d'équivalent pétrole
	     Californie (91 % pétrole)    1 420      1 466      4 139       4 235
	     Haute mer Californie
	     (100 % pétrole)                355        413      1 134         413
	     Côte du Golfe du Mexique
	     (100 % pétrole)                215        266        613         749
	     Bassin de l'Illinois
	     (100 % pétrole)                254        272        772         837
	     Total (94 % pétrole)         2 244      2 417      6 658       6 234
	
	
	    Données économiques unitaires
	    Prix de vente moyen
	     par baril de pétrole         16,24 $    14,54 $    15,99 $     13,25 $
	    Prix de vente moyen par
	     millier de pieds cubes
	     de gaz naturel                5,31 $     1,84 $     3,90 $      1,50 $
	
	    Prix de vente moyen par BEP   17,20 $    14,34 $    16,40 $     12,99 $
	    Dépenses de production
	     par BEP                       7,10       6,75       7,00        6,41
	    Marge brute par BEP           10,10       7,59       9,40        6,58
	    Frais généraux et
	     administratifs des activités
	     en amont, par BEP (B)         0,91       0,64       1,05        0,81
	    Profit brut par BEP            9,19 $     6,95 $     8,35 $      5,77 $
	
	
	    Dépenses en
	     immobilisations (C)         22 176 $   63 809 $   58 540 $   231 563 $
	
	    Volumes quotidiens moyens
	     des activités intermédiaires
	    Collecte de concessions         233        318        223         216
	    Achats en gros                   28        181         28         138
	    Capacité du terminal
	     en barils de pétrole brut       81         68         64          75
	    Capacité du pipeline
	     en barils de pétrole brut :
	    Aux Etats-Unis                  131        145        131         160
	    Autres                          100        106        106          43
	
	    >>
	
	    (A)  Exclut les pertes liées aux activités commerciales non autorisées,
	         les dépenses salariales hors caisse et les gains et pertes non
	         récurrents.
	    (B)  Exclut les dépenses associées aux activités intermédiaires.
	    (C)  Inclut l'intérêt capitalisé de 1,1 million $ pour les trimestres
	         clos le 30 septembre 2000 et le 30 septembre 1999, et de 3,2
	         millions $ pour les périodes de neuf mois closes le 30 septembre
	         2000 et le 30 septembre 1999. Les dépenses en immobilisations pour
	         le trimestre et la période de neuf mois clos le 30 septembre 1999,
	         comptent pour environ 40 millions $ et 183 millions $,
	         respectivement, dans les acquisitions d'activités intermédiaires de
	         1999.
	
	    /Site Web - http://www.plainsresources.com /              

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