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11
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BP enregistre des résultats records
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LONDRES,le 7 nov. /CNW-PRN/ - BP Amoco p.l.c. (BP à la Bourse de New
York) a communiqué aujourd'hui les résultats ci-dessous :
<<
BP Amoco p.l.c.
Résultats du groupe
Troisième trimestre 2000
BP ENREGISTRE DES RESULTATS RECORDS
Troisième trimestre Neuf mois
1999 2000 % en millions $ 2000 1999 %
-------------------- ------------------
Bénéfice lié au coût de
1 743 3 058 rempl. avant les 8 601 3 646
212 289 éléments extraordinaires (x) 761 437
- 449 Amortissement des acquisitions+ 751 -
-------------------- -------------------
Résultats pro forma ajustés pour
tenir compte des éléments
1 955 3 796 extraordinaires 10 113 4 083
6,31 11,05 - par action ordinaire (pence) 30,77 13,09
10,09 16,91 68% - par action ordinaire (cents) 47,38 21,07 125%
- par action de dépositaire
0,61 1,01 américain (ADS) (dollars) 2,84 1,26
-------------------- --------------------
- Pour le troisième trimestre, les résultats pro forma de BP, ajustés
pour tenir compte des éléments extraordinaires, se sont chiffrés à
3 796 millions $ comparativement à 1 955 millions $ il y a un an. Le
résultat par action a été de 16,91 cents comparativement à 10,09 cents
pour la période correspondante de l'exercice précédent, ce qui représente
une hausse de 68 %. Pour les neuf premiers mois de l'année, le montant
par action a fait un bond de 125 %.
- Les réductions au sein de la structure combinée de coûts de BP et
d'ARCO correspondent aux prévisions. A la fin du troisième trimestre,
elles équivalaient à 3/4 de l'objectif annuel de deux milliards fixé par
la Société.
- Le rendement pro forma du capital moyen utilisé a été de 23 % pour le
troisième trimestre comparativement à 16 % pour la période correspondante
de l'exercice précédent.
- Au cours du trimestre, la Société a racheté ses propres actions pour un
montant de 428 millions $ afin de les annuler ultérieurement. Le montant
total des actions rachetées s'élève à 1 404 millions $ depuis le début de
l'exercice financier.
- Si on exclut l'effet des acquisitions et des dessaisissements,les
volumes en amont ont diminué de 3 % par rapport à l'exercice précédent.
Les volumes enregistrés ont, quant à eux, augmenté de 6 %. Pour les neuf
premiers mois, il y a eu respectivement une diminution de 2 % et une
augmentation de 3 % comparativement à l'exercice précédent.
- Le dividende trimestriel a augmenté de 5 % pour s'établir à 5,25 cents
l'action (0,315 $ par action de dépositaire américain - ADS).
BP a aujourd'hui communiqué les résultats de son troisième trimestre
2000.
"Ces résultats records sont attribuables non seulement à d'excellentes
conjonctures sur le marché, mais également à une amélioration continue du
rendement, a fait remarquer Sir John Browne, chef de la direction du
groupe. Ces facteurs ont généré des rendements améliorés, qui, grâce à
une bonne gestion du capital, nous ont permis de racheter des actions et
d'accroître le dividende. L'intégration des acquisitions récentes est en
bonne voie."
Les renseignements sur le rendement financier ci-dessus et ailleurs dans
le document sont fournis afin de permettre aux investisseurs de mieux évaluer
le rendement antérieur de la Société et son rendement par rapport à la
concurrence. Les renseignements sur les résultats pro forma, ajustés pour
tenir compte des éléments extraordinaires, proviennent de l'information
comptable communiquée par la Société conformément aux PCGR du Royaume-Uni,
mais ne constituent pas en soi une mesure reconnue des PCGR au Royaume-Uni ou
aux Etats-Unis.
(x) Les éléments extraordinaires se rapportent à des crédits et à des
éléments extraordinaires enregistrés pour le trimestre. Les éléments
extraordinaires pour le trimestre incluent principalement les coûts
d'intégration d'ARCO, de Vastar et de Burmah Castrol ainsi que les coûts
de rationalisation qui ont suivi l'intégration à BP Amoco.
+ Dépréciation et amortissement en 2000 ayant trait à l'ajustement
de la réévaluation de l'immobilisation et à la survaleur après les
acquisitions d'ARCO et de Burmah Castrol.
Sommaire trimestriel
Le secteur de l'exploration et de la production a enregistré une fois de
plus des résultats records. La production a augmenté de 6 % (baisse de 3 % si
on exclut l'effet des acquisitions et des dessaisissements). Par rapport à la
période correspondante de l'exercice précédent, la production de pétrole a
diminué de 7 % (baisse de 5 % si on exclut l'effet des acquisitions et des
dessaisissements), la production de gaz s'est accrue de 32 % (aucun changement
si on exclut l'effet des acquisitions et des dessaisissements). De nouveaux
projets de développement dans le golfe du Mexique ont été approuvés par BP,
pour un montant de 1,2 milliard $. Des demandes d'autorisation pour des
projets de mise en valeur de 630 millions $ au large du Royaume-Uni ont été
soumises au gouvernement. Au cours du trimestre, d'autres découvertes ont été
effectuées en Angola et à Trinidad, et les ressources estimées sont
importantes.
Le volume de ventes de gaz a grimpé de 64 % (hausse de 28 % si on exclut
l'effet des acquisitions).
Les solides résultats du secteur raffinage et commercialisation sont dus
à des marges plus élevées dans la section du raffinage, à des réductions
soutenues de coûts et aux contributions d'ARCO et de Burmah Castrol. Les
marges du secteur commercialisation ont continué à subir les fortes pressions
concurrentielles générées par les prix élevés des produits, accentuées par la
contestation de la taxe sur les carburants au Royaume-Uni et ailleurs en
Europe.
Les résultats du secteur produits chimiques ont été affectés par la
hausse des prix de la charge d'alimentation et par les répercussions de la
fermeture imprévue de l'usine de Grangemouth, en Ecosse, qui a été compensée
par la chute des coûts. Les intérêts débiteurs ont reflété une augmentation
des niveaux d'endettement moyen au cours du trimestre.
Le taux d'imposition réel pro forma sur le bénéfice associé au coût de
remplacement, avant les éléments extraordinaires, a été de 26 %, soit le même
pourcentage qu'au trimestre précédent.
Si on exclut le coût des acquisitions et les dépenses engagées par les
sociétés acquises, les dépenses en immobilisations pour les neuf mois se sont
élevées à 5,6 milliards $, comparativement à 4,9 milliards $ pour la période
correspondante de l'exercice précédent, ce qui représente une augmentation de
14 %. Les produits des cessions se sont chiffrés à 10 milliards $
comparativement à 1,1 milliard $ à l'exercice précédent. Les acquisitions pour
les neuf mois ont atteint 6,2 milliards de dollars (aucune l'an dernier). Par
ailleurs, les décaissements nets pour les dépenses en immobilisations et pour
les acquisitions, déduction faite des cessions, ont atteint 3,7 milliards $
comparativement à 4,2 milliards $ pour les neuf mois de 1999.
L'endettement net à la fin du trimestre totalisait 17,2 milliards $. Le
ratio pro forma de l'endettement net par rapport à l'endettement net plus les
capitaux propres était de 25 %.
Les décaissements nets pour le trimestre se sont chiffrés à
2,7 milliards $, comparativement à des rentrées de 0,4 milliard $ pour la
période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation des rentrées
liées à l'exploitation a été largement annulée par des paiements plus élevés
pour des dépenses en capital et des acquisitions, déduction faite des
cessions, et par des charges fiscales plus élevées pour les activités
d'exploitation et pour les cessions.
Les commentaires ci-dessus de même que les remarques qui suivent sont
fondés sur les résultats d'exploitation au coût de remplacement pour le
trimestre, avant les éléments extraordinaires, et sont ajustés pour tenir
compte des éléments extraordinaires. Les résultats d'ARCO et de Burmah Castrol
ont été inclus à compter du 14 avril et du 7 juillet 2000 respectivement. Les
résultats de la coentreprise européenne dans le secteur des carburants ont été
consolidés à partir du 1er août 2000.
Bénéfice ajusté pour tenir compte des éléments extraordinaires et
de l'amortissement de l'acquisition
<<
Résultats pro forma Résultats pro forma
ajustés pour tenir ----- 3e trim.2000 --------- ajustés pour tenir
compte des éléments compte des éléments
éléments extraordinaires extraordinaires
-------------------
3e tr. 2e tr. 3e tr.Eléments Amort.Bénéfices Neuf mois
1999 2000 2000 extr.(x) acq.+ déclarés en million ($) 2000 1999
------------------------------------------- -------------
Exploration et
2 325 3 627 4 156 192 312 3 652 production 11 010 4 654
57 26 48 - - 48 Gaz et électr. 126 163
Raffinerie et
662 1 482 1 343 110 170 1 063 commercialis. 499 1 618
193 370 267 4 - 263 Produits chim. 896 667
Autres activités
(95) (149) (130) 86 - (216)et siège social (490) (328)
------------------------------------------- ------------
Bénéfice expl.
3 142 5 356 5 684 392 482 4 810 au coût rempl. 15 041 6 774
------------------------------------------- ------------
(355) (403) (460) - - (460)Intérêts déb. (1 159) (987)
(783)(1 306)(1 379) (103) - (1 276)Impôts (3 615)(1 619)
(49) (37) (49) - (33) (16)MSI (154) (85)
------------------------------------------- -------------
Bénéfice lié au
coût de rempl.
avant éléments
1 955 3 610 3 796 289 449 3 058 exceptionnels 10 113 4 083
------------------------------------------- ------------
Eléments except.
138 avant impôts
Impôts sur les
(278)éléments except.
-----
Bénéfice lié au
au coût de rempl.
2 918 après les éléments except.
Gains (pertes) sur
544 détention d'actions
-----
Bénéfice lié au
3 462 coût d'origine
-----
>>
(x) Les éléments exceptionnels se rapportent aux charges et aux crédits
non récurrents déclarés pour le trimestre. Ces éléments exceptionnels
pour le trimestre comprennent principalement les coûts d'intégration
d'ARCO, de Vastar et de Burmah Castrol ainsi que les coûts de
rationalisation après la fusion.
+ Dépréciation et amortissement en 2000 liés à l'ajustement de la
réévaluation de l'immobilisation et de la survaleur après les
acquisitions d'ARCO et de Burmah Castrol.
Résultats d'exploitation
<<
3e 2e 3e
tr. tr. tr. Neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- --------------
Bénéfice d'expl.lié
2 848 4 439 4 810 au coût de rempl.(m $) 13 210 6 169
----------------------- -------------
Bénéfice lié au coût rempl.
1 743 2 866 3 058 avant éléments extr.(m $) 8 601 3 646
----------------------- ------------
-
Bénéfice après élém. extr.(m $)
1 205 2 886 2 918 Coût de rempl. 8 357 2 085
1 848 3 099 3 462 Coût origine 9 646 3 307
----------------------- -------------
Par action ordinaire (cents)
Résultats pro forma
10,09 16,54 16,91 ajustés en fonction des élém. extr. 47,38 21,07
Bénéfice coût rempl. avant
8,99 12,96 13,55 éléments extr. 40,29 18,81
Bénéfice coût or. après
9,53 13,95 15,36 éléments extr. 45,19 17,06
Par ADS (cents)
Résultats pro forma
60,54 99,24 101,46 ajustés en fonction des élém. extr.284,28 126,42
Bénéfice coût rempl. avant
53,94 77,76 81,30 élém. extr. 241,74 112,86
Bénéfice coût or. après
57,18 83,70 92,16 élém. extr. 271,14 102,36
----------------------- -------------
Dividendes par action ordinaire
5,00 5,00 5,25 cents 15,25 15,00
3,00 3,352 3,602 pence 10,174 9,2
30,0 30,0 31,5 Dividendes par ADS (cents) 91,5 90,0
----------------------- -------------
BAIIA (x) (cents)
21,59 30,27 36,03 par action ordinaire 94,77 47,68
129,54 181,62 216,18 par ADS 568,62 286,08
----------------------- -------------
BAIIA ajusté+ (cents)
22,37 31,46 34,64 par action ordinaire 92,85 53,50
134,22 188,76 207,84 par ADS 557,10 321,00
----------------------- --------------
>>
(x) Bénéfice pour la période avant intérêts, impôts, dépréciation et
amortissement.
+ Bénéfice lié au coût de remplacement avant les éléments
extraordinaires, ajusté pour tenir compte des éléments
extraordinaires, et avant intérêts, impôts, dépréciation et
amortissement.
<<
Statistiques d'exploitation
3e 2e 3e
trim. trim. trim. Neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
Production de pétrole brut
et de liquides du gaz
naturel (mb/d)
(moins les redevances)
564 519 521 Royaume-Uni 540 572
100 88 86 Reste de l'Europe 89 101
791 705 691 Etats-Unis 730 800
592 585 604 Reste du monde 568 592
----------------------- ------------
Production totale de
2 047 1 897 1 902 pétrole brut et de liquides 1 927 2 065
----------------------- ------------
Production de gaz naturel (Mpc/j)
1 040 1 630 1 340 Royaume-Uni 1 571 1 219
112 99 104 Reste de l'Europe 129 166
2 359 3 188 3 362 Etats-Unis 2 950 2 391
2 406 2 777 2 991 Reste du monde 2 619 2 201
----------------------- ------------
5 917 7 694 7 797 Production totale de gaz naturel 7 269 5 977
----------------------- ------------
Volumes de ventes de gaz (Mpc/j)
1 326 2 424 2 289 Royaume-Uni 2 360 1 627
117 148 151 Reste de l'Europe 162 169
4 252 6 239 6 845 Etats-Unis 5 960 3 848
3 353 4 878 5 575 Reste du monde 4 916 3 010
----------------------- -------------
9 048 13 689 14 860 Production totale des ventes 13 398 8 654
----------------------- de gaz -------- -----
Volumes des ventes de pétrole (Mb/j)
Produits raffinés
236 227 276 Royaume-Uni(x) 242 235
787 781 981 Reste de l'Europe (x) 843 786
1 552 2 027 2 106 Etats-Unis 1 868 1 536
576 584 647 Reste du monde 627 601
----------------------- -------------
3 151 3 619 4 010 Total des ventes liées à la comm. 3 580 3 158
1 549 2 071 1 843 Ventes liées au commerce/approv. 1 845 1 751
----------------------- -------------
4 700 5 690 5 853 Total des ventes des produits raff. 5 425 4 909
5 883 6 271 5 725 Pétrole brut 6 164 4 668
----------------------- -------------
10 583 11 961 11 578 Total des ventes de pétrole 11 589 9 577
----------------------- -------------
Production de produits chimiques
+ (kte ou milliers de tonnes estimatives)
914 658 779 Royaume-Uni 2 304 2 830
1 475 1 692 1 680 Reste de l'Europe 5 012 4 391
2 487 2 562 2 438 Etats-Unis 7 619 7 274
603 577 591 Reste du monde 1 745 1 642
----------------------- -------------
5 479 5 489 5 488 Production totale 16 680 16 137
----------------------- --------------
>>
(x) Comprend le total des affaires liées au carburant en Europe à
compter du 1er août 2000.
+ Inclut la part de BP dans des activités connexes et dans d'autres
intérêts de production.
>>
Exploration et production
Pour le troisième trimestre et pour les neuf premiers mois de l'exercice,
les résultats pro forma, après ajustement pour tenir compte des éléments
extraordinaires, tels les coûts d'intégration d'ARCO et de Vastar ainsi qu'une
dévaluation d'actifs, ont atteint respectivement les chiffres record de
4 156 millions $ et de 11 010 millions $. Ces résultats à la hausse,
comparativement à ceux de l'exercice précédent, rendent compte de
l'augmentation importante des prix du pétrole et du gaz, de l'acquisition
d'ARCO ainsi que des améliorations apportées à l'exploitation. Les variations
dans la production sont indiquées dans le tableau suivant :
<<
Variation en %
Troisième trimestre de 2000 comparé au troisième trimestre de 1999
Montants Excluant les acquisitions
inscrits et les dessaisissements
Pétrole (7) (5)
Gaz 32 -
Total 6 (3)
>>
Un tableau détaillé présentant le rapprochement des volumes est inclus
dans le supplément Relations avec les investisseurs. La production du
troisième trimestre de 2000, excluant les acquisitions et les
dessaisissements, reflète la réduction du programme d'immobilisations de 1999.
Au troisième trimestre de 2000, les dépenses en capital ont augmenté pour
s'établir à 1,9 milliard $ (1,4 milliard $, en excluant la dépense en capital
courante relative à ARCO), contre 0,8 milliard $ dépensé au troisième
trimestre de 1999. Pour les neuf premiers mois des exercices 2000 et 1999, ces
montants atteignent respectivement 4,3 milliards $ (3,3 milliards $) et
2,8 milliards $.
BP a approuvé, dans la partie américaine du golfe du Mexique, la mise en
valeur de NaKika (BP y détient une participation de 50 %), de Horn Mountain
(BP y détient une participation de 67 % et en est l'exploitant) et de Kings
Peak (BP y détient une participation de 100 % et en est l'exploitant) et, au
large des côtes du Royaume-Uni, la mise en oeuvre de la deuxième phase du
projet Foinaven. L'approbation du gouvernement du Royaume-Uni a été demandée
dans le cadre du projet de récupération assistée du pétrole de Magnus, lequel
vise à prélever du gaz à Foinaven et à Schiehallion pour l'injecter dans le
réservoir de Magnus.
En septembre, BP a annoncé la conclusion de l'acquisition des actions
minoritaires détenues par le public dans Vastar Resources Inc. BP avait déjà
acquis 81,8 % de Vastar au moment de l'acquisition d'ARCO. Grâce à leur
étroite correspondance avec les activités en amont de BP aux Etats-Unis, les
activités de Vastar ont été rapidement intégrées aux activités de BP.
Au cours du trimestre, des découvertes ont été annoncées au large des
côtes de l'Angola, plus précisément à Saxi-1, dans le bloc 15 (BP y détient
une participation de 26,67 %) et à Perpetua-1, dans le bloc 17 (BP y détient
une participation de 16,67 %), ainsi qu'une importante découverte de gaz
naturel au large des côtes de Trinité-et-Tobago. Le premier puits foré dans le
champ de Red Mango (BP y détient une participation de 100 %) a affiché des
volumes d'environ 3 billions de pieds cubes de gaz et de quelque 90 millions
de barils de condensat, ce qui en fait la plus importante découverte jamais
réalisée à Trinité-et-Tobago. C'est en outre la deuxième plus importante
découverte de gaz effectuée cette année par BP dans la région.
<<
Exploration et production (suite)
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 en millions de $ 2000 1999
----------------- -------------
Bénéfice d'exploitation
2 183 3 115 3 652 au coût de remplacement 9 970 4 398
142 259 192 Eléments extraordinaires 475 256
- 253 312 Amortissement des acquisitions 565 -
----------------- ------------
Résultats d'exploitation pro forma
redressés pour tenir compte
2 325 3 627 4 156 des éléments extraordinaires 11 010 4 654
----------------- ------------
Les résultats comprennent :
141 168 143 Frais d'exploration 442 437
----------------- ------------
Prix de réalisation moyen de
19,17 24,98 27,84 BP pour le pétrole ($/baril) (x) 26,13 14,68
----------------- ------------
Prix de réalisation moyen de
1,99 2,51 3,01 BP pour le gaz naturel ($/mpc) 2,57 1,87
----------------- -------------
(x) Pétrole brut et liquides de gaz naturel.
>>
Gaz et électricité
Les résultats pro forma du troisième trimestre se sont élevés à
48 millions $, comparativement à 57 millions $ pour la période correspondante
de l'exercice précédent et à 26 millions $ pour le deuxième trimestre. Pour
les neuf premiers mois de 2000, BP a inscrit un résultat de 126 millions $,
contre 163 millions $ pour la période correspondante de 1999. Les résultats de
l'exercice 2000 traduisent une amélioration du rendement découlant de la
hausse du volume des ventes de gaz, laquelle a été largement réduite par une
augmentation des coûts d'expansion de l'entreprise et par une baisse du
bénéfice de Ruhrgas.
Au cours du trimestre, BP a obtenu l'approbation réglementaire en vue de
l'acquisition d'IGI Resources, entreprise américaine de distribution et de
transport de gaz naturel et d'électricité.
Au Royaume-Uni, BP est devenue la première société à fournir un service
de gestion des crédits de pollution au grand consommateur d'énergie qu'est
Imerys (anciennement English China Clay), dans le cadre d'une relation plus
large touchant la gestion de l'énergie.
En Espagne, nous nous sommes positionnés solidement en tant que nouveaux
venus dans le marché récemment libéralisé en remportant une part d'environ 5 %
du marché industriel admissible. De pair avec notre secteur de
commercialisation du pétrole, nous avons lancé "Energia", une offre d'énergie
intégrée.
Au Texas, des projets avaient été annoncés visant la construction à Texas
City d'une grande centrale à production combinée de chaleur et d'électricité
et alimentée au gaz, qui constituera le plus grand complexe pétrochimique et
de raffinage de BP. Le gaz sera fourni par BP, de même que des options
permettant la commercialisation et la distribution d'électricité. Les
opérations de raffinage et les procédés de traitement des produits chimiques
tireront avantage des gains d'efficacité, puisque les coûts diminueront
sensiblement tout comme les émissions d'oxydes d'azote dans la région de
Houston.
<<
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 en millions de $ 2000 1999
------------------- -------------
Bénéfice d'exploitation
57 26 48 au coût de remplacement 126 163
- - - Eléments extraordinaires - -
- - - Amortissement des acquisitions - -
------------------- -------------
Résultats d'exploitation pro forma
redressés pour tenir compte
57 26 48 des éléments extraordinaires 126 163
------------------- -------------
9 048 13 689 14 860 Total du volume de ventes de gaz 13 398 8 654
------------------- -------------
>>
Raffinage et commercialisation
Les résultats pro forma, rajustés pour tenir compte des éléments
exceptionnels, se sont chiffrés à 1 343 millions $, pour le troisième
trimestre, et à 3 499 millions $, pour les neuf premiers mois de l'année, en
hausse notable dans les deux cas par rapport aux résultats des périodes
correspondantes de l'exercice précédent. Les éléments exceptionnels
comprennent notamment les coûts de rationalisation suivant la fusion de BP
Amoco, coûts d'intégration d'ARCO et de Burmah Castrol, ainsi que les frais de
litige. Les principales raisons ayant entraîné une amélioration des résultats
comparativement à l'exercice précédent sont les marges plus élevées des
activités de raffinage, la réduction continue des coûts et les apports d'ARCO
et de Burmah Castrol. Les activités de raffinage ont affiché de fortes marges
dans toutes les régions. Les marges des activités de commercialisation ont
subi des pressions en raison de l'incapacité à répercuter les prix plus élevés
des produits dans le cadre de marchés extrêmement compétitifs. Cette situation
a été exacerbée par les mouvements de contestation des taxes sur le carburant
qui ont déferlé au Royaume-Uni et ailleurs en Europe. En excluant les effets
de l'acquisition d'ARCO et de Mobil European Fuels JV, au cours du trimestre,
les ventes des magasins ont augmenté de 10 % par rapport à la période
correspondante de l'exercice précédent. L'amélioration notée ce trimestre
résulte également d'une capacité de raffinage plus élevée, due principalement
à des délais d'exécution réduits.
L'acquisition de Burmah Castrol a été parachevée le 7 juillet. Par
ailleurs, l'entente définitive portant sur l'acquisition d'une part de Mobil
European Fuels JV a été conclue en août. Ces changements ont été reflétés dans
les volumes inscrits. La contribution de Burmah Castrol s'est chiffrée à
34 millions de barils par jour, tandis que la consolidation d'European Fuels a
donné lieu à une augmentation de 179 millions de barils par jour pour les
activités de raffinage et de 208 millions de barils par jour pour les
activités de commercialisation.
La vente à Tosco Corporation de la raffinerie Alliance, située à Belle
Chasse, en Louisiane, a eu lieu en septembre.
<<
Raffinage et commercialisation (suite)
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 en millions de $ 2000 1999
----------------- -------------
Bénéfice d'exploitation
641 1 277 1 063 au coût de remplacement 3 014 1 547
21 141 110 Eléments extraordinaires 251 71
- 64 170 Amortissement des acquisitions 234 -
----------------- ------------
Résultats d'exploitation pro forma
redressés pour tenir compte
662 1 482 1 343 des éléments extraordinaires 3 499 1 618
----------------- ------------
Marges globales pour le raffinage
1,99 4,69 4,83 ($/baril) (x) 3,99 1,42
----------------- ------------
Capacité des raffineries (Mb/j)
245 265 359 Royaume-Uni+ 302 268
532 535 627 Reste de l'Europe+ 560 538
1 376 1 853 1 765 Etats-Unis 1 637 1 345
353 368 362 Reste du monde 359 373
----------------- ------------
2 506 3 021 3 113 Capacité totale 2 858 2 524
----------------- ------------
>>
(x) La marge indicatrice globale pour le raffinage représente une
moyenne pondérée de sept marges indicatrices régionales relatives à la
capacité de raffinage de pétrole brut de BP dans chaque région. Chaque
marge indicatrice régionale se base sur un seul échantillon de pétrole
brut possédant les caractéristiques de rendement propres au niveau de
complexité d'amélioration du produit.
+ Comprend l'ensemble des activités d'European fuels à partir du
1er août 2000.
Produits chimiques
Les résultats pro forma du secteur des produits chimiques, après le
rajustement tenant compte des éléments exceptionnels, ont baissé au troisième
trimestre pour s'établir à 267 millions $, comparativement à 370 millions $
enregistrés au deuxième trimestre. Ce résultat rend compte d'une pression sur
la marge due aux coûts plus élevés de la charge d'alimentation ainsi qu'aux
fermetures d'usines non prévues à Grangemouth, en Ecosse. Le troisième
trimestre et les neuf premiers mois de 2000 ont marqué une progression par
rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent, en affichant en
général des meilleures marges, malgré une baisse d'environ 15 % de l'euro, et
une diminution des coûts.
Au troisième trimestre, la production de produits chimiques a atteint
5 488 kte (milliers de tonnes estimatives), soit un résultat similaire à ceux
du trimestre antérieur et du trimestre correspondant de l'exercice précédent.
En septembre, BP a signé un protocole d'entente portant sur
l'implantation d'une usine en coentreprise d'acide téréphtalique purifié en
Chine. Cet établissement devrait être construit au parc des industries
chimiques de Caojing, situé à proximité de Shanghai, où BP et Shanghai
Petrochemical (SPC), filiale de Sinopec, prévoient édifier un complexe
d'oléfines.
<<
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 en millions de $ 2000 1999
----------------- -------------
Bénéfice d'exploitation
143 320 263 au coût de remplacement 842 547
50 50 4 Eléments extraordinaires 54 120
- - - Amortissement des acquisitions - -
----------------- ------------
Résultats d'exploitation pro forma
redressés pour tenir compte
193 370 267 des éléments extraordinaires 896 667
----------------- ------------
Marge indicatrice pour les
108 140 137 produits chimiques ($/te) (x) 130 108
----------------- ------------
>>
(x) La marge indicatrice pour les produits chimiques (MIPC) est la
moyenne pondérée des marges sur les produits fabriqués à l'extérieur.
Elle est basée sur les données commerciales relevées par Chem Systems
dans le cadre de ses analyses trimestrielles du marché et qui sont
ensuite pondérées en fonction du portefeuille de produits de BP Amoco.
Bien qu'elle ne couvre pas la totalité de notre portefeuille, cette marge
englobe une gamme de produits plus vaste que notre indicateur précédent.
Parmi les produits et les activités couverts par la MIPC figurent les
oléfines et leurs dérivés, les hydrocarbures aromatiques et leurs
dérivés, les alpha-oléfines linéaires, l'acide acétique, l'acétate de
vinyle monomère et les nitriles. Les tissus et les fibres, les plastiques
de fabrication, les poly alpha-oléfines, les anhydrides, les polymères
d'ingénierie et les fibres de carbone, les intermédiaires spécialisés et
les parties restantes des solvants et des acétyles ne sont pas inclus.
Autres activités et siège social
Le secteur autres activités et siège social comprend les finances, BP
Solar, les actifs du groupe liés au charbon et à l'aluminium, son
investissement dans PetroChina, les intérêts créditeurs et les coûts relatifs
aux activités de l'entreprise dans le monde entier. La production et les
livraisons de BP Solar pour le trimestre ont augmenté de 30 % par rapport à la
période correspondante de l'exercice précédent. Les éléments exceptionnels
englobent les coûts de la rationalisation après la fusion et les coûts liés à
l'intégration d'ARCO.
<<
3e tr.2e tr.3e tr. Neuf mois
1999 2000 2000 en millions $ 2000 1999
----------------- -------------
(176) (299) (216) Perte d'exploitation liée au (742) (486)
coût de remplacement
81 150 86 Eléments exceptionnels 252 158
- - - Amortissement d'acquisition - -
----------------- ------------
Résultats d'exploitation pro
forma ajustés pour tenir compte
(95) (149) (130) des éléments exceptionnels (490) (328)
----------------- -------------
Eléments exceptionnels
Les éléments exceptionnels du troisième trimestre incluent le bénéfice
sur la vente d'Alliance Refinery.
3e tr.2e tr.3e tr. Neuf mois
1999 2000 2000 en millions $ 2000 1999
----------------- -------------
Bénéfice (perte) sur la vente
d'immobilisations et entreprises et
(317) 161 138 abandon d'activités 142 (58)
(184) - - Coûts de restructuration -(1 687)
(37) (141) (278) Crédit d'impôt(charge) (386) 184
----------------- ------------
(538) 20 (140) Iléments exceptionnels après impôts (244)(1 561)
----------------- ------------
Dividendes 2000
BP a annoncé aujourd'hui un dividende de 5,25 cents par action ordinaire
pour le troisième trimestre 2000. Les détenteurs d'actions ordinaires
recevront 3,602 pence par action et les détenteurs de certificats d'actions
américaines (ADR) 0,315 $ par action de dépositaire américain (ADS). Le
dividende est payable le 11 décembre 2000 aux actionnaires dûment enregistrés
en date du 17 novembre 2000. Les participants au plan de réinvestissement des
dividendes (DRIP) ou aux dispositions DRIP du Plan d'accès direct aux Etats-
Unis recevront le dividende sous forme d'actions, également le 11 décembre
2000. Les résultats du quatrième trimestre 2000 ainsi que le dividende seront
communiqués le 13 février 2001.
Perspectives
"Dans l'ensemble, les perspectives pour le reste de l'année
sont très bonnes, a déclaré le directeur général du groupe BP Amoco,
Sir John Browne. Les prix bruts reflètent une demande soutenue, mais
fluctueront probablement en fonction de l'attitude à l'égard du marché.
Le faible niveau des stocks continuera vraisemblablement à soutenir le
marché. Les prix du gaz naturel sont demeurés élevés et la demande
saisonnière contribuera à les consolider. Les faibles niveaux
de stocks continueront à soutenir les marges de la raffinerie, tandis que
les marges de la commercialisation subiront l'effet de tensions.
La demande pour les produits chimiques est demeurée stable, mais les
marges seront vraisemblablement affectées par des tensions découlant d'un
accroissement des stocks, du maintien des prix élevés du pétrole et de la
faiblesse de l'euro."
"La mise en oeuvre de notre stratégie se poursuit, a-t-il ajouté. Des
placements bien planifiés favoriseront la croissance de l'encaisse. Des
réductions de coûts et un portefeuille amélioré permettront d'accroître
le rendement sous-jacent."
----------------------------------------------------------------------
Les renseignements précédents, notamment, ceux qui se trouvent sous la
rubrique "Perspectives", traitent de certaines tendances, des
conditions générales de l'économie et du marché, ainsi que des
perspectives pour les niveaux ou les taux de production, les prix, les
marges et les taux de change. Ces énoncés prospectifs comportent des
risques et des incertitudes qui pourraient entraîner un écart notable
entre les résultats réels et futurs et les résultats décrits ou
mentionnés dans ce communiqué. De par leur nature, les tendances et les
perspectives au sujet de la production, des prix,
des marges et des taux de change, sont difficiles à prévoir avec
précision; en outre, un certain nombre de facteurs pourraient causer une
différence considérable entre les résultats réels et futurs et ceux qui
sont décrits ou sous-entendus dans ces énoncés, notamment les futurs
niveaux d'approvisionnement, la demande et les prix; les taux de change,
la stabilité politique et la croissance économique dans des régions
pertinentes du monde; la mise au point et l'utilisation de la nouvelle
technologie et des partenariats féconds; les activités des concurrents,
les catastrophes naturelles et d'autres changements survenus dans la
conjoncture. Des renseignements additionnels, y compris des données sur
des facteurs qui peuvent avoir un effet sur les affaires de BP,
se trouvent dans le rapport annuel et les relevés de BP pour 1999 ainsi
que dans le rapport annuel sur formulaire 20-F déposé auprès de la US
Securities and Exchange Commission.
----------------------------------------------------------------------
BP Amoco p.l.c. et ses filiales
Résultats condensés du groupe
3e 2e 3e
trim. trim. trim. Neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
en millions $ en millions $
2 183 3 115 3 652 Exploration et production 9 970 4 398
57 26 48 Gaz et électricité 126 163
641 1,277 1,063 Raffinage et commercialisation 3 014 1 547
143 320 263 Produits chimiques 842 547
(176) (299) (216) Autres activités et siège social (742) (486)
--------------------- -------------
Bénéfice d'exploitation total
2 848 4 439 4 810 lié au coût de remplacement 13 210 6 169
Bénéfice (perte) sur la vente
d'immobilisations et d'entreprises
(317) 161 138 et l'abandon d'activités (Note 3) 142 (58)
(184) - - Coûts de restructuration (Note 3) - (1 687)
----------------------- ------------
Bénéfice lié au coût de
2 347 4 600 4 948 remplacement avant intérêts 13 352 4 424
et impôts
643 213 544 Gains (pertes) sur détention 1 289 1 222
---------------------- d'actions (Note 5) -------------
Bénéfice lié au coût historique
2 990 4 813 5 492 avant intérêts et impôts 14 641 5 646
355 403 460 Intérêts débiteurs (Note 6) 1 159 987
---------------------- -------------
2 635 4 410 5 032 Bénéfice avant impôts 13 482 4 659
738 1,289 1,554 Impôts (Note 7) 3 730 1 267
--------------------- -------------
1 897 3 121 3 478 Bénéfice après impôts 9 752 3 392
Part des actionnaires
49 22 16 minoritaires 106 85
---------------------- -------------
1 848 3 099 3 462 Bénéfice pour la période 9 646 3 307
---------------------- ------------
972 1 129 1 185 Distribution aux actionnaires 3 447 2 912
---------------------- -------------
Bénéfice par action ordinaire - cents
9,53 13,95 15,36 En circulation 45,19 17,06
9,48 13,85 15,26 Après dilution 44,88 16,97
---------------------- -------------
Résultats en fonction du coût de remplacement
3e 2e 3e
trim. trim. trim. Neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
---------------------- -------------
en millions $ en millions $
Bénéfice lié au coût historique
1 848 3 099 3 462 pour la période 9 646 3 307
(643) (213) (544) Pertes(gains)sur détention (1 289) (1 222)
---------------------- d'actions -------------
Bénéfice lié au coût de
1 205 2 886 2 918 remplacement pour la période 8 357 2 085
538 (20) 140 Eléments exceptionnels, nets 244 1,561
---------------------- d'impôts -------------
Bénéfice lié au coût de
1 743 2 866 3 058 remplacement avant les éléments 8 601 3 646
---------------------- exceptionnels -------------
Bénéfice par action ordinaire - cents
Sur le profit lié au coût de remplacement
8,99 12,96 13,55 avant les éléments exceptionnels 40,29 18,81
---------------------- -------------
Bilan condensé du groupe
30 septembre 31 décembre
2000 1999
---------------------
en millions $
Actifs immobilisés
Actif incorporel 19 045 3 344
Actif corporel 70 792 52 631
Investissements 11 722 10 109
---------------------
101 559 66 084
---------------------
Actif à court terme
Stocks 9 444 5 124
Débiteurs 24 754 16 802
Cessions 805 -
Investissements 862 220
Encaisse et disponibilités 1 607 1 331
---------------------
37 472 23 477
Créditeurs - montants à payer avant un an
Dette financière 3 586 4 900
Autres créditeurs 31 131 18 375
---------------------
Actif à court terme 2 755 202
---------------------
Total de l'actif moins le passif à court terme 104 314 66 286
Créditeurs - montants à payer après plus
d'un an
Dette financière 16 102 9 644
Autres créditeurs 2 365 2 245
Provision pour passif et charges 12 174 10 055
---------------------
Actif net 73 673 44 342
Part des actionnaires minoritaires 597 1 061
---------------------
Part des actionnaires de BP Amoco 73 076 43 281
---------------------
Fluctuation de la part des actionnaires de
BP Amoco en millions $
Au 31 décembre 1999 43 281
Bénéfice pour la période 9 646
Distribution aux actionnaires (3 447)
Ecart sur conversion de devises (2 379)
Systèmes de participation aux bénéfices 247
Rachat d'actions (1 404)
Acquisition d'Arco 27 427
Prime d'émission (295)
------
Au 30 septembre 2000 73 076
------
Etat abrégé de l'évolution de la situation financière du groupe
3e 2e 3e
trim. trim. trim. Neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
---------------------- ------------
en millions $ en millions $
Rentrées nettes liées aux
2 689 5 244 6 476 activités d'exploitation (a) 14 484 5 847
---------------------- --------------
371 332 118 Dividendes liés aux coentreprises 645 813
---------------------- -------------
25 143 100 Dividendes liés aux entreprises 274 168
---------------------- associées -------------
Service de la dette et rendement
du capital investi
33 114 195 Intérêts reçus 344 115
(209) (344) (315) Intérêts payés (883) (806)
8 2 9 Dividendes reçus 12 28
Dividendes payés aux
(49) (6) (12) actionnaires minoritaires (20) (145)
---------------------- -------------
Sorties nettes liées au service de
(217) (234) (123) la dette et au rendement du capital (547) (808)
----------------------- investi ------------
Impôts
(48) (64) (177) Impôts sur les sociétés (R.-U.) (441) (179)
(400) (889) (2 532) Impôts étrangers (3 758) (462)
----------------------- ------------
(448) (953) (2 709) Impôts payés (4 199) (641)
---------------------- -------------
Dépense en immobilisations
(1 473) (2 765) (2 226) Paiements pour actifs immobilisés (6 412)(4 666)
Produits de la vente d'actifs
419 182 1 524 immobilisés 2 112 858
---------------------- -------------
Sorties nettes liées aux dépenses
d'investissement et à
(1 054) (2 583) (702) l'investissement financier (4 300)(3 808)
---------------------- -------------
Etat abrégé de l'évolution de la situation financière (suite)
3e 2e 3e
trim. trim. trim. Neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
---------------------- -------------
en millions $ en millions $
Acquisitions et cessions
Investissements nets dans les
(2) (244) (456) entreprises associées (897) (141)
(4) - (5 328) Acquisitions (6 197) (49)
(226) (121) (95) Investissements nets dans les (218) (495)
coentreprises
196 6 800 1 106 Produits de la vente d'activités 7 931 288
---------------------- -------------
Rentrées(sorties) nettes liées
(36) 6 435 (4 773) aux acquisitions et aux cessions 619 (397)
---------------------- -------------
(967) (1 133) (1 128) Dividendes payés (3 232) (3 164)
---------------------- -------------
363 7 251 (2 741) Rentrées (sorties) nettes 3 744 (1 990)
---------------------- -------------
227 3 465 920 Financement (b) 4 462 (2 040)
55 1 919 (1 837) Gestion des ressources liquides 102 (106)
81 1 867 (1 824) Hausse (baisse) de l'encaisse (820) 156
---------------------- -------------
363 7 251 (2 741) 3 744 (1 990)
---------------------- -------------
Analyse du flux de trésorerie
3e 2e 3e
trim. trim. trim. Neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
en millions $ en millions $
(a) Rapprochement entre le bénéfice
lié au coût historique avant
intérêts et impôts et les rentrées nettes
liées des activités d'exploitation
Bénéfice lié au coût historique avant
2 990 4 813 5 492 intérêts et impôts 14 641 5 646
1 197 1 831 1 978 Dépréciation et sommes fournies 5 004 3 593
135 74 51 Frais d'exploration radiés 191 270
Quote-part des (bénéfices) et
pertes de coentreprises et
(568) (535) (515) d'entreprises associées+ (1 503) (1 307)
(53) (113) (121) Intérêts et autres produits (281) (166)
(Bénéfice) perte sur la vente
308 (153) (136) d'immobilisations et d'activités (118) 102
144 282 382 Charge pour provisions 819 623
(61) (129) (360) Utilisation des provisions (693) (271)
(586) (611) (398) (Hausse) baisse des actions (1 264) (1 190)
(350) (2 446) (49) (Hausse) baisse des débiteurs (3 635) (2 138)
(467) 2 231 152 Hausse (baisse) des créditeurs 1 323 685
---------------------- --------------
Rentrées nettes liées aux
2 689 5 244 6 476 activités d'exploitation 14 484 5 847
---------------------- --------------
+Inclut les montants suivants
pour la dépréciation de la
77 71 24 coentreprise européenne BP/Mobil 172 227
---------------------- --------------
(b) Financement
(303) (1 228) (244) Emprunt à long terme (1 784) (1 969)
603 487 589 Remboursements d'emprunts 1 169 1 954
à long terme
(164) (59) (803) Emprunts à court terme (1 485) (2 819)
Remboursements d'emprunts
143 3 249 926 à court terme 5 125 1 012
---------------------- --------------
279 2,449 468 3 025 (1 822)
(52) (108) (102) Emissions de capital-actions (241) (218)
ordinaire
Rachat de capital-actions
- 829 554 ordinaire 1 383 -
- 295 - Réserve pour droits 295 -
de timbre
---------------------- --------------
Sorties (entrées) nettes liées
227 3 465 920 aux activités de financement 4 462 (2 040)
---------------------- --------------
Dépenses en immobilisations et acquisitions
3e 2e 3e
trim. trim. trim. Neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
---------------------- -------------
en millions $ en millions $
Par secteur d'activité
Exploration et production
135 277 159 ++Royaume-Uni 599 582
44 36 50 Reste de l'Europe 110 57
318 819 1 082 Etats-Unis 2 282 1 080
277 410 562 Reste du monde 1 267 1 087
---------------------- --------------
774 1 542 1 853 4 258 2 806
---------------------- --------------
Gaz et électricité
- 28 78 Royaume-Uni++ = 108 -
- 1 1 Reste de l'Europe = 3 -
- 28 35 Etats-Unis 63 3
1 - - Reste du monde 4 2
---------------------- --------------
1 57 114 178 5
---------------------- --------------
Raffinage et commercialisation
47 29 4 098 Royaume-Uni 5 016 122
134 65 1 275 Reste de l'Europe 1 384 310
151 336 32 Etats-Unis 445 435
67 88 99 Reste du monde 279 177
---------------------- --------------
399 518 5 504 7 124 1 044
---------------------- --------------
Produits chimiques
133 136 122 Royaume-Uni 410 296
51 34 28 Reste de l'Europe 95 183
65 52 92 Etats-Unis 183 212
70 58 60 Reste du monde 385 147
---------------------- --------------
319 280 302 1 073 838
---------------------- --------------
118 647 1 814 Autres activités et siège social+++ 2 514 226
---------------------- --------------
1 611 3 044 9 587 15 147 4 919
---------------------- --------------
+ Montant de 63 millions $ inclus dans troisième trimestre et neuf mois,
pour le premier versement sur deux bateaux pour le transport du gaz
naturel liquéfié (GNL).
++Montant de 3 817 millions inclus dans 3e trimestre et montant de
4 686 $ inclus dans neuf mois pour l'achat du capital-actions émis par
Burmah Castrol
= Montant de 1 450 million $ inclus dans troisième trimestre et neuf mois
pour l'acquisition de la part de Mobil dans la coentreprise européenne.
+++ Montant de 1 688 million $ inclus dans troisième trimestre et neuf mois
pour l'acquisition d'un intérêt minoritaire dans Vastar.
Dépenses en immobilisations et acquisitions (suite)
3e 2e 3e
trim. trim. trim. Neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
---------------------- -------------
en millions $ en millions $
Par secteur géographique
355 1 077 4 547 Royaume-Uni 6 872 1 075
234 138 1 354 Reste de l'Europe 1 598 557
606 1 273 2 965 Etats-Unis 4 735 1 872
416 556 721 Reste du monde 1 942 1 415
---------------------- --------------
1 611 3 044 9 587 15 147 4 919
---------------------- -------------
Inclut les montants suivants
pour la coentreprise européenne BP/Mobil
175 86 29 170 409
---------------------- --------------
>>
<<
Analyse du bénéfice au coût de remplacement
3e 2e 3e Période de
trimestre trimestre trim. neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -----------
millions $ millions $
Par secteur d'activité
Exploration et production
673 896 1 010 R.-U 2 994 1 449
163 185 221 Reste de l'Europe 594 312
597 1 084 1 342 USA 3 617 1 214
750 950 1 079 Reste du monde 2 765 1 423
---------------------- -------------
2 183 3 115 3 652 9 970 4 398
---------------------- -------------
Gaz et électricité
4 4 14 R.-U. 13 12
44 11 28 Reste de l'Europe 94 125
3 11 5 Etats-Unis 15 9
6 - 1 Reste du monde 4 17
---------------------- -------------
57 26 48 126 163
---------------------- -------------
Raffinage et commercialisation
102 148 72 R.-U. 253 147
91 130 233 Reste de l'Europe 399 249
305 856 615 Etats-Unis 1 895 750
143 143 143 Reste du monde 467 401
---------------------- -------------
641 1 277 1 063 3 014 1 547
---------------------- -------------
Produits chimiques
(1) (33) (17) R.-U. (81) 15
8 118 75 Reste de l'Europe 271 90
124 196 161 Etats-Unis 525 386
12 39 44 Reste du monde 127 56
---------------------- -------------
143 320 263 842 547
---------------------- -------------
(176) (299) (216) Autres activités et entreprises (742) (486)
---------------------- --------------
2 848 4 439 4 810 13 210 6 169
---------------------- --------------
Par secteur géographique
668 986 1 021 R.-U. 2 981 1 412
350 461 578 Reste de l'Europe 1 405 823
930 1 854 1 957 Etats-Unis 5 463 2 041
900 1 138 1 254 Reste du monde 3 361 1 893
---------------------- --------------
2 848 4 439 4 810 13 210 6 169
---------------------- --------------
Inclut les sommes suivantes pour
les coentreprises et les
359 432 476 entreprises associées 1 248 865
---------------------- --------------
Taux de change dollars américains/livres sterling
3e 2e 3e Période de
trimestre trimestre trim. neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
-------------------- -------------
1,60 1,53 1,48 Taux moyens pour la période 1,54 1,61
1,65 1,52 1,46 Taux à la fin de la période 1,46 1,65
---------------------- -------------
Notes
1. Chiffre d'affaires
3e 2e 3e Période de
trimestre trimestre trim. neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- --------------
millions $ millions $
Par secteur d'activité
5 678 7 278 8 195 Exploration et production 21 977 13 503
1 359 2 772 4 237 Gaz et électricité 9 182 3 728
Raffinage et
16 697 25 120 32 555 commercialisation 78 453 40 852
2 297 2 914 2 798 Produits chimiques 8 493 6 668
Autres activités
39 51 106 et entreprises 198 114
------------------------ --------------
26 070 38 135 47 891 118 303 64 865
moins : ventes
4 112 4 977 5 260 inter-entreprises 14 803 9 249
------------------------ --------------
21 958 33 158 42 631 Groupe, sauf coentreprises 103 500 55 616
4 707 5 869 2 231 Ventes des coentreprises 13 480 11 972
------------------------ ---------------
26 665 39 027 44 862 116 980 67 588
------------------------ ---------------
Par secteur géographique
Groupe, sauf coentreprises
8 139 11 112 11 956 R.-U. 33 418 19 331
1 561 1 859 5 603 Reste de l'Europe 9 336 4 219
10 255 17 575 21 513 Etats-Unis 52 061 25 928
5 235 6 977 8 271 Reste du monde 21 608 12 937
------------------------ --------------
25 190 37 523 47 343 116 423 62 415
Moins : ventes entre
3 232 4 365 4 712 secteurs 12 923 6 799
------------------------ --------------
21 958 33 158 42 631 103 500 55 616
------------------------ --------------
Ventes des coentreprises
1 155 1 414 540 R.-U. 3 314 2 738
4 428 5 358 1 951 Reste de l'Europe 12 316 10 945
36 159 24 Etats-Uni 183 87
90 128 240 Reste du monde 489 249
------------------------ --------------
5 709 7 059 2 755 16 302 14 019
Moins : ventes entre
1 002 1 190 524 secteurs 2 822 2 047
------------------------ --------------
4 707 5 869 2 231 13 480 11 972
------------------------ --------------
Notes
2. Le bénéfice d'exploitation après imputation des charges
s'établit comme suit :
3e 2e 3e Période de
trimestre trimestre trim. neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
millions $ millions $
Dépenses d'exploration
16 15 - R.-U. 23 36
- 8 20 Reste de l'Europe 32 35
65 90 60 Etats-Unis 185 115
60 55 63 Reste du monde 202 251
----------------------- -------------
141 168 143 442 437
----------------------- -------------
Taxes à la production (i)
Taxes du Royaume-Uni sur
72 184 171 les revenus pétroliers 545 154
220 304 340 Taxes sur les revenus outremer 952 495
----------------------- -------------
292 488 511 1 497 649
----------------------- -------------
(i) Les taxes à la production sont imputées sur le bénéfice
d'exploitation des secteurs Exploration et Production et ne sont pas
incluses dans la charge d'impôts de la note 7.
3. Analyse des éléments exceptionnels
(419) 168 9 Exploration et production 215 (420)
- - - Gaz et électricité - -
Raffinage et
12 5 160 commercialisation 184 115
89 - (30) Produits chimiques (240) 253
1 (12) (1) Autres activités et entreprises (17) (6)
----------------------- -------------
Profit (perte) sur la vente
d'actifs immobilisés et
d'activités et lié(e)
(317) 161 138 à la fin d'activités 142 (58)
(184) - - Frais de restructuration - (1 687)
----------------------- -------------
Eléments exceptionnels
(501) 161 138 avant impôts (+) 142 (1 745)
(37) (141) (278) Economie (charge) d'impôts (386) 184
----------------------- -------------
Eléments exceptionnels
(538) 20 (140) après impôts (244) (1 561)
----------------------- -------------
+ comprend les montants suivants
pour les coentreprises
(11) 8 2 et les entreprises associées 24 36
----------------------- -------------
4. Bénéfice au coût de remplacement
Le bénéfice au coût de remplacement reflète le coût actuel de
l'approvisionnement. On obtient le montant du bénéfice au coût de
remplacement pour la période en soustrayant du bénéfice au coût
historique les gains et pertes sur détention d'actions.
Notes
5. Gains (pertes) sur détention d'actions
3e 2e 3e Période de
trimestre trimestre trim. neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
millions $ millions $
(3) 1 3 Exploration et production 5 (13)
- 17 - Gaz et électricité 22 -
Raffinage et
582 153 524 commercialisation 1 140 1 158
64 42 17 Produits chimiques 122 77
---------------------- --------------
643 213 544 1 289 1 222
---------------------- --------------
Comprend les montants suivants
pour les coentreprises et
220 95 37 les entreprises associées 231 406
----------------------- --------------
6. Intérêts débiteurs
285 335 384 Intérêts à payer par le groupe 950 784
(7) (30) (32) Capitalisés (77) (33)
----------------------- --------------
278 305 352 873 751
13 21 24 Coentreprises 59 44
31 32 36 Entreprises associées 98 96
Répartition de l'escompte
33 45 48 sur provisions 129 96
----------------------- --------------
355 403 460 1 159 987
----------------------- --------------
7. Charge d'impôts
165 287 269 R.-U. 873 353
573 1 002 1 285 Outre-mer 2 857 914
----------------------- -------------
738 1 289 1 554 3 730 1 267
----------------------- -------------
Comprend les montants suivants
pour les coentreprises et
25 26 50 les entreprises associées 128 75
----------------------- -------------
Notes
8. Analyse de l'évolution de la dette nette
3e 2e 3e Période de
trimestre trimestre trim. neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- --------------
millions $ millions $
Solde d'ouverture
15 850 14 357 19 187 Dette financière 14 544 13 755
467 462 3 313 Moins : encaisse 1 331 405
Actif réalisable
304 274 2 616 à court terme 220 470
----------------------- --------------
15 079 13 621 13 258 Dette nette d'ouverture 12 993 12 880
----------------------- --------------
Solde de fermeture
15 671 19 187 19 688 Dette financière 19 688 15 671
536 3 313 1 607 Moins : encaisse 1 607 536
Actif réalisable
347 2 616 862 à court terme 862 347
----------------------- --------------
14 788 13 258 17 219 Dette nette de fermeture 17 219 14 788
----------------------- --------------
(Hausse) baisse
291 363 (3 961) de la dette nette (4 226) (1 908)
----------------------- --------------
Fluctuation de l'encaisse
81 1 867 (1 784) et des découverts bancaires (780) 156
Hausse (baisse) de l'actif
55 1 919 (1 833) réalisable à court terme 106 (106)
Sorties (rentrées) nettes liées
au financement (exception
279 2 449 468 faite du capital-actions) 3 025 (1 822)
(108) 28 (59) Autres fluctuations 25 (115)
Acquisition de la dette
- (5 863) - nette d'ARCO (5 863) -
Acquisition de la dette
- - (716) nette de Burmah Castrol (716) -
----------------------- --------------
Fluctuations de la dette nette
307 400 (3 924) avant les effets du change (4 203) (1 887)
(16) (37) (37) Ajustement du change (23) (21)
----------------------- --------------
(Hausse) baisse
291 363 (3 961) de la dette nette (4 226) (1 908)
----------------------- --------------
Notes
9. Etat consolidé de l'évolution de l'encaisse présenté selon
les PCGR américains
3e 2e 3e Période de
trimestre trimestre trim. neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
------------------------- -------------
millions $ millions $
Activités d'exploitation
1 897 3 121 3 478 Bénéfice après impôts 9 752 3 392
Rapprochement du bénéfice
après impôts des rentrées
nettes liées aux
activités d'exploitation
Dépréciation et
1 197 1 831 1 978 montants fournis 5 004 3 593
Dépenses d'exploration
135 74 51 radiées 191 270
Part des (profits) pertes
des coentreprises et
des entreprises associées
(103) 19 (187) moins les dividendes reçus (295) (111)
Perte (profit) sur la vente
d'activités et
308 (153) (136) d'actifs immobilisés (118) 102
Fluctuation du fonds de
roulement
(1 305) 743 (1 397) (voir analyse ci-dessous) (2 726) (2 823)
439 (563) 1 112 Autres 438 866
----------------------- -------------
Rentrées nettes liées
2 568 5 072 4 899 aux activités d'exploitation 12 246 5 289
----------------------- ------------
Activités d'investissement
(1 566) (2 799) (2 252) Dépenses en immobilisations (6 469) (4 432)
Acquisitions, nettes
(4) - (5 095) des liquidités (5 964) (49)
Investissements dans
(2) (244) (456) les entreprises associées (897) (141)
Investissements nets
(226) (121) (95) dans les coentreprises (218) (495)
Produits tirés de la
615 6 982 2,630 cession d'actifs 10 043 1 146
----------------------- -------------
Rentrées nettes liées aux
(1 183) 3 818 (5 268) activités d'investissement (3 505) (3 971)
----------------------- -------------
Notes
9. Etat consolidé de l'évolution de l'encaisse présenté selon
les PCGR américains (suite)
3e 2e 3e Période de
trimestre trimestre trim. neuf mois
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
millions $ millions $
Activités de financement
Produits nets tirés des
52 (1 016) (452) actions émises (rachetées) (1 437) 218
Produits tirés d'emprunts
303 1 228 244 à long terme 1 784 1 969
Remboursement d'emprunts
(603) (487) (589) à long terme (1 169) (1 954)
(Baisse) hausse nette
21 (3 190) (123) de la dette à court terme (3 640) 1 807
Dividendes versés
(967) (1 133) (1 128) - Actionnaires de BP (3 232) (3 164)
(49) (6) (12) - Actionnaires minoritaires (20) (145)
----------------------- --------------
Sorties nettes liées aux
(1 243) (4 604) (2 060) activités de financement (7 714) (1 269)
----------------------- --------------
Gains ou pertes sur change
s'appliquant aux espèces
(27) 42 (51) et quasi-espèces (13) (42)
----------------------- --------------
Hausse (baisse) des espèces
115 4 328 (2 480) et quasi-espèces 1 014 7
----------------------- --------------
Espèces et quasi-espèces
686 621 4 949 en début de période 1 455 794
----------------------- --------------
Espèces et quasi-espèces
801 4 949 2 469 en fin de période 2 469 801
----------------------- --------------
Analyse des fluctuations
du fonds de roulement
(586) (611) (398) (Hausse) baisse des actions (1 264) (1 190)
(Hausse) baisse
(549) (2 261) (70) des débiteurs (3 511) (2 069)
Hausse (baisse)
(170) 3 615 (929) des créditeurs 2 049 436
----------------------- --------------
Total de la fluctuation du
(1 305) 743 (1 397) fonds de roulement (2 726) (2 823)
----------------------- --------------
Notes
10. Actions ordinaires
Actions émises au 30 septembre 2000 : 22 596,9 millions.
Nombre moyen d'actions émises entre janvier et septembre 2000 :
21 343,5 millions (exception faite des actions détenues dans le cadre
des régimes d'actionnariat des employés). Chaque action ADS de BP
représente six actions ordinaires de BP.
11. Comptes réglementaires
Les informations financières qui figurent dans la présente publication
ne sont pas vérifiées et ne constituent pas des comptes réglementaires.
Les comptes réglementaires de l'exercice 1999 ont été déposés au
registraire des entreprises du Royaume-Uni; le rapport des vérificateurs
relatif à ces comptes était sans réserve.
SUPPLEMENT - RELATIONS AVEC LES INVESTISSEURS
BENEFICE D'EXPLOITATION AU COUT DE REMPLACEMENT RAJUSTE POUR TENIR COMPTE
DES ELEMENTS EXCEPTIONNELS ET DE L'AMORTISSEMENT DES ACQUISITIONS(X)
PAR SEGMENT
<<
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 2000 1999
--------------------- -------------
en millions $
Exploration et production
691 972 1 068 Royaume-Uni 3 128 1 510
164 185 221 Reste de l'Europe 594 321
717 1 463 1 754 Etats-Unis 4 408 1 391
753 1 007 1 113 Reste du monde 2 880 1 432
---------------------- --------------
2 325 3 627 4 156 11 010 4 654
---------------------- --------------
Gaz et électricité
4 4 14 Royaume-Uni 13 12
44 11 28 Reste de l'Europe 94 125
3 11 5 Etats-Unis 15 9
6 - 1 Reste du monde 4 17
---------------------- --------------
57 26 48 126 163
---------------------- --------------
Raffinage et commercialisation
103 148 181 Royaume-Uni 362 164
91 159 255 Reste de l'Europe 450 249
320 1 032 748 Etats-Unis 2 204 798
148 143 159 Reste du monde 483 407
---------------------- --------------
662 1 482 1 343 3 499 1 618
---------------------- --------------
Produits chimiques
15 (30) (15) Royaume-Uni (76) 57
14 119 76 Reste de l'Europe 273 131
148 242 162 Etats-Unis 572 418
16 39 44 Reste du monde 127 61
---------------------- --------------
193 370 267 896 667
---------------------- --------------
Autres activités et entreprise
(63) (10) (21) Royaume-Uni (142) (134)
44 17 21 Reste de l'Europe 47 49
(65) (162) (117) Etats-Unis (393) (240)
(11) 6 (13) Reste du monde (2) (3)
---------------------- --------------
(95) (149) (130) (490) (328)
---------------------- --------------
3 142 5 356 5 684 15 041 6 774
---------------------- --------------
Les éléments exceptionnels font référence à des charges et à des
crédits non récurrents inscrits pendant le trimestre. Les éléments
exceptionnels du trimestre comprennent principalement les coûts
d'intégration d'ARCO, de Vastar et de Burmah Castrol, ainsi que les coûts
de rationalisation postérieurs à la fusion de BP Amoco.
(X) Dépréciation et amortissement liés à la survaleur et à l'ajustement
de la réévaluation de l'immobilisation corporelle résultant de
l'acquisition d'ARCO et de Burmah Castrol.
AMORTISSEMENT DES ACQUISITIONS PAR SEGMENT
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 2000 1999
---------------------- -------------
en millions $
Exploration et production
- 6 16 Royaume-Uni 22 -
- 227 277 Etats-Unis 504 -
- 20 19 Reste du monde 39 -
---------------------- -------------
- 253 312 565 -
---------------------- -------------
Raffinage et commercialisation
- - 95 Royaume-Uni 95 -
- 64 75 Etats-Unis 139 -
---------------------- -------------
- 64 170 234 -
---------------------- -------------
- 317 482 799 -
---------------------- -------------
ELEMENTS EXCEPTIONNELS PAR SEGMENT (AVANT IMPOTS)
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 2000 1999
---------------------- -------------
en millions $
Exploration et production
18 70 42 Royaume-Uni 112 61
1 - - Reste de l'Europe - 9
120 152 135 Etats-Unis 287 177
3 37 15 Reste du monde 76 9
---------------------- -------------
142 259 192 475 256
---------------------- -------------
Gaz et électricité
- - - Royaume-Uni - -
- - - Reste de l'Europe - -
- - - Etats-Unis - -
- - - Reste du monde - -
---------------------- -------------
- - - - -
---------------------- -------------
Raffinage et commercialisation
1 - 14 Royaume-Uni 14 17
- 29 22 Reste de l'Europe 51 -
15 112 58 Etats-Unis 170 48
5 - 16 Reste du monde 16 6
---------------------- -------------
21 141 110 251 71
---------------------- -------------
Produits chimiques
16 3 2 Royaume-Uni 5 42
6 1 1 Reste de l'Europe 2 41
24 46 1 Etats-Unis 47 32
4 - - Reste du monde - 5
---------------------- -------------
50 50 4 54 120
---------------------- -------------
Autres activités et entreprise
47 19 37 Royaume-Uni 56 77
- - - Reste de l'Europe - 2
34 131 49 Etats-Unis 196 78
- - - Reste du monde - 1
---------------------- -------------
81 150 86 252 158
---------------------- -------------
294 600 392 Total 1 032 605
---------------------- -------------
INDICATEURS ENVIRONNEMENTAUX
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 2000 1999
---------------------- -------------
Prix moyen obtenu pour le pétrole ($/baril)
19,86 26,24 28,46 Royaume-Uni 27,01 15,17
18,18 23,77 27,44 Etats-Unis 25,22 14,02
19,32 24,64 27,54 Reste du monde 26,15 14,80
19,17 24,98 27,84 Moyenne de BP 26,13 14,68
---------------------- -------------
Prix moyen obtenu pour le gaz naturel ($/mpc)
1,96 1,99 2,33 Royaume-Uni 2,18 2,19
2,37 3,01 3,87 Etats-Unis 3,17 1,97
1,59 2,20 2,29 Reste du monde 2,11 1,54
1,99 2,51 3,01 Moyenne de BP 2,57 1,87
---------------------- -------------
2,60 3,44 4,27 Prix du gaz Henry Hub ($/mpc) 3,42 2,17
---------------------- -------------
Marge indicative globale pour le raffinage(x) ($/baril)
1,84 4,26 3,44 Europe de l'ouest 3,26 1,29
2,24 5,22 3,62 Côte du golfe du Mexique 3,92 1,56
n/a 6,00 12,54 Côte ouest des Etats-Unis 8,31 n/a
1,24 0,63 3,19 Singapour 2,08 0,74
1,99 4,69 4,83 Moyenne de BP 3,99 1,42
---------------------- -------------
Marge indicative sur les
108 140 137 produits chimiques ($/te) 130 108
---------------------- -------------
Pétrole brut et liquides de gaz naturel.
Index Henry Hub pour le premier du mois.
(x) La marge indicative globale pour le raffinage représente une
moyenne pondérée de sept marges indicatives régionales relatives à la
capacité de raffinage de pétrole brut de BP dans chaque région. Chaque
marge indicative régionale se base sur un seul échantillon de pétrole
brut possédant les caractéristiques de rendement propres au niveau de
complexité d'amélioration du produit.
MONTANTS PAR ACTION
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
Actions ordinaires en circulation
19 474 22 628 22 597 en fin de période (en millions) 22 597 19 474
3 246 3 771 3 766 - Equivalents ADS (en millions) 3 766 3 246
Moyenne des actions ordinaires
s/o s/o s/o (en millions) 21 343 19 376
s/o s/o s/o - Equivalents ADS (en millions) 3 557 3 229
----------------------- ------------
Bénéfice au coût de remplacement
après les éléments exceptionnels
1 205 2 886 2 918 (en millions $) 8 357 2 085
6,21 13,10 12,95 cents/action ordinaire 39,19 10,75
0,37 0,79 0,78 dollars/ADS 2,35 0,65
----------------------- ------------
Bénéfice au coût de remplacement
avant les éléments exceptionnels
1 743 2 866 3 058 (en millions $) 8 601 3 646
8,99 12,96 13,55 cents/action ordinaire 40,29 18,81
0,54 0,78 0,81 dollars/ADS 2,42 1,13
----------------------- ------------
Résultat pro forma
redressé en fonction
1 955 3 610 3 796 des éléments exceptionnels 10 113 4 083
10,09 16,54 16,91 cents/action ordinaire 47,38 21,07
0,60 0,99 1,01 dollars/ADS 2,84 1,26
----------------------- ------------
BENEFICE REDRESSE EN QUASI-ESPECES (AVANT ELEMENTS EXCEPTIONNELS)
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
en millions $
Bénéfice d'exploitation
2 848 4 439 4 810 au coût de remplacement 13 210 6 169
Bénéfice tiré des coentreprises
(348) (440) (478) et des affiliées (1 272) (901)
Dividendes des coentreprises
396 475 218 et des entités satellites 919 981
1 197 1 831 1 978 Dépréciation et sommes payées 5 004 3 593
141 168 143 Frais d'exploration 442 437
(209) (344) (315) Intérêts payés (883) (806)
(448) (953) (1 330) Impôts payés (2 820) (641)
Dividendes payés aux
(49) (6) (12) actionnaires minoritaires (20) (145)
----------------------- -------------
3 528 5 170 5 014 14 580 8 687
----------------------- -------------
18,19 23,52 22,16 cents/action ordinaire 68,31 44,83
1,09 1,41 1,33 dollars/ADS 4,10 2,69
----------------------- --------------
Inclut les charges après impôts
pour éléments exceptionnels
1,09 2,13 1,29 (cents par action) 3,57 2,25
----------------------- --------------
Les impôts payés au troisième trimestre et pendant les neuf premiers mois
de 2000 ont été redressés pour exclure les paiements se rapportant aux
dispositions majeures et à d'autres éléments exceptionnels.
RATIO DE RENTABILITE DES CAPITAUX ENGAGES
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
en millions $
Coût nominal de remplacement
Bénéfice RC avant
1 743 2 866 3 058 les éléments exceptionnels 8 601 3 646
355 403 460 Intérêts 1 159 987
Intérêts
49 22 16 des actionnaires minoritaires 106 85
----------------------- ------------
2 147 3 291 3 534 9 866 4 718
59 336 94 599 96 278 Moyenne des capitaux engagés 58 759
----------------------- ------------
Ratio de rentabilité
14,5% 13,9% 14,7% des capitaux engagés 16,1%
----------------------- ------------
Redressements pro forma et
pour les éléments exceptionnels
- 317 482 Amortissement des acquisitions 799 -
Eléments exceptionnels
212 442 289 (après impôts) 761 437
Moyenne des capitaux engagés
- 18 079 21 426(x) Acquisitions redressées -
----------------------- -----------
Ratio de rentabilité
des capitaux engagés
pro forma et redressé pour
15,9% 21,2% 23,0% éléments exceptionnels 17,6%
----------------------- -----------
Coût nominal d'origine
Coût/profit d'origine
1 848 3 099 3 462 après les éléments exceptionnels 9 646 3 307
355 403 460 Intérêts 1 159 987
Intérêts
49 22 16 des actionnaires minoritaires 106 85
----------------------- -----------
2 252 3 524 3 938 10 911 4 379
Ratio de rentabilité
15,2% 14,9% 16,4% des capitaux engagés 14,9%
----------------------- ------------
Fondé sur un capital initial engagé de 99 194 millions $ (BP, ARCO et
Burmah Castrol) et sur un capital de clôture engagé de
93 361 millions $.
(x) Fondé sur le redressement moyen pro forma des immobilisations
incorporelles et corporelles (moyenne de 21 714 millions $ et de
21 137 millions $).
Compte tenu que l'acquisition d'ARCO a été conclue en avril et celle
de Burmah Castrol en juillet, il n'est pas significatif de présenter
le ratio de rentabilité des capitaux engagés pour la période de neuf
mois terminée le 30 septembre 2000.
RATIO D'ENDETTEMENT NET - DETTE NETTE : DETTE NETTE + CAPITAUX PROPRES
3e 2e 3e Neuf premiers
trim. trim. trim. mois de
1999 2000 2000 2000 1999
----------------------- -------------
en millions $
15 671 19 187 19 688 Dette brute 19 688 15 671
Placements de fonds liquides
883 5 929 2 469 et d'actifs à court terme 2 469 883
----------------------- ------------
14 788 13 258 17 219 Dette nette 17 219 14 788
44 519 74 128 73 673 Capitaux propres 73 673 44 519
----------------------- ------------
25% 15% 19% Ratio d'endettement net 19% 25%
- 17 920 21 137 Acquisitions redressées 21 137 -
----------------------- ------------
Ratio d'endettement net
25% 19% 25% - pro forma 25% 25%
----------------------- ------------
FLUCTUATIONS DE LA PRODUCTION DU GAZ NATUREL ET DU PETROLE BRUT
Pétrole Gaz Gaz Total
---------------------------------
(mb/j) (mpc/j)(mbep/j)(mbep/j)
BP 3e trim.1999 selon rés. publiés (A) 2 047 5 917 1 020 3 067
Acquisitions et dessaisissements nets (B)
Royaume-Uni Scott/Telford, autres (21) (10) (2) (23)
Reste de l'Europe - - - - -
Etats-Unis Crescendo, Altura,
restructuration PBU,
Western Gas (215) (165) (28) (243)
Reste du monde Venezuela, autres (64) (33) (6) (70)
---------------------------------
(300) (208) (36) (336)
---------------------------------
BP 3e trim.1999 ajusté pour tenir
compte des dessaisissements et
des acquisitions (C)(C-A-B) 1 747 5 709 984 2 731
---------------------------------
BP 3e trim. 2000 selon rés. publiés (D) 1 902 7 797 1 344 3 246
Moins : contribution d'ARCO au
3e trim. 2000 (E) (240) (2 105) (363) (603)
---------------------------------
BP 3e trim. 2000 ajusté pour tenir
compte des dessaisissements et
des acquisitions (F)(F-D-E) 1 662 5 692 981 2 643
---------------------------------
Ecart 3e trim. 1999 par rapport
au 3e trim. 2000 (F-C) (85) (17) (3) (88)
---------------------------------
% diminution 5% - 3%
ARCO - RAPPROCHEMENT
Pétrole Gaz Gaz Total
--------------------------------
(mb/j) (mpc/j) (mbep/j) (mbep/j)
ARCO 3e trim. 1999 selon
rés. publiés (A) 600 2 220 383 983
Moins : dessaisissements (B)
Royaume-Uni Mer du Nord 4e opér. (20) - - (20)
Reste de l'Europe - - - - -
Etats-Unis Alaska, Long Beach (319) (35) (6) (325)
Reste du monde Tunisie, Equateur,
Algérie (24) - - (24)
--------------------------------
(363) (35) (6) (369)
--------------------------------
ARCO 3e trim.1999 ajusté pour tenir
compte des dessaisissements
(C) (C- A-B) 237 2 185 377 614
--------------------------------
ARCO 3e trim. 2000 selon rés.
publiés (D) 240 2 105 363 603
--------------------------------
Ecart 3e trim. 2000 par rapport
au 3e trim. 1999 (D-C) 3 (80) (14) (11)
--------------------------------
% augmentation (diminution) 1% (4%) (2%)
FLUCTUATIONS DANS LE VOLUME DE PRODUCTION
RAFFINERIE ET COMMERCIALISATION
Raffinerie Commercialisation
production ventes
-------------------------------
(mb/j) (mb/j)
BP 3e trim. 1999 selon les rés. publiés(A) 2 506 3 151
Dessaisissement d'Alliance (B) (262) -
-------------------------------
BP 3e trim. 1999 ajusté pour tenir
compte des dessaisissements (C)(C-A-B) 2 244 3 151
-------------------------------
BP 3e trim. 2000 selon les rés. publiés(D) 3 113 4 010
Acquisitions et dessaisissements nets (E)
ARCO (468) (463)
Part de Mobil dans la coentreprise
européennes de carburants (179) (208)
Burmah Castrol - (34)
Alliance (193) -
-------------------------------
(840) (705)
-------------------------------
BP 3e trim. 2000 ajusté pour tenir
compte des acquisitions (F)(F-D-E) 2 273 3 305
-------------------------------
Ecart 3e trim. 2000 par rapport au
3e trim. 1999 (F-C) 29 154
-------------------------------
% d'augmentation 1% 5%
FLUCTUATIONS DU VOLUME DES VENTES DE GAZ
Ventes de
gaz
----------
(mpc/j)
BP 3e trim. 1999 selon les rés. publiés (A) 9 048
----------
BP 3e trim. 2000 selon les rés. publiés (B) 14 860
Moins : acquisitions (C)
ARCO (2 041)
Progas (1 234)
----------
(3,275)
----------
BP 3e trim. 2000 ajusté pour tenir compte des
acquisitions (D) (D-B-C) 11 585
----------
Ecart 3e trim. 2000 par rapport au 3e trim. 1999 (D-A) 2 537
----------
% augmentation 28 %
FLUCTUATIONS DES DEPENSES EN IMMOBILISATIONS
3e Neuf
trimestre mois
-------------------
en millions $
BP 3e trim. 1999 selon les rés. publiés (A) 1 611 4 919
-------------------
BP 3e trim. 2000 selon les rés. publiés (B) 9 587 15 147
Moins acquisitions importantes : (C)
Achat du capital-actions émis par
Burmah Castrol (3 817) (4 686)
Achat de la part de Mobil dans
la coentreprise européenne des carburants (1 450) (1 450)
Acquisition d'une participation de 2,2 %
dans PetroChina - (578)
Achat d'une participation minoritaire dans Vastar (1 688) (1 688)
Dépenses en immobilisations - ARCO (531) (1 083)
Dépenses en immobilisations - Burmah Castrol (17) (17)
Dépenses additionnelles en immobilisations
découlant de la fusion de la coentreprise
européenne de carburants
(à partir du 1er août 2000) (30) (30)
-------------------
(7 533) (9 532)
-------------------
BP 3e trim. 2000 ajusté pour tenir compte
des acquisitions (D)(D-B-C) 2 054 5 615
-------------------
Ecart 3e trim. 2000 par rapport au
3e trim. 1999 (D-A) 443 696
-------------------
% augmentation 27% 14%
>>
DECLARATION DE DIVIDENDE DE BP AMOCO
BP Amoco p.l.c. de Londres, en Angleterre, a annoncé aujourd'hui le
paiement d'un dividende trimestriel de 0,315 $ par American Depositary Share
(ADS) aux actionnaires ADS admissibles. La date de clôture des registres est
le 17 novembre 2000 et le paiement sera versé le 11 décembre 2000.
Le dividende payable le 11 décembre 2000 donne aux porteurs d'ADS
admissibles le droit à un remboursement du crédit fiscal de 1/9e applicable au
Royaume-Uni (environ 0,035 $) attaché au dividende, moins la retenue d'impôts
britannique limitée au montant du crédit fiscal. L'effet de ces dispositions
pour les détenteurs d'ADS est un paiement de 0,315 $, d'un dividende brut aux
fins d'impôt de 0,350 $ et d'un crédit fiscal potentiel de 0,035 $ par ADS.
A la fin de l'année civile au cours de laquelle les dividendes sont
payés, les actionnaires résidant aux Etats-Unis recevront un formulaire 1099,
confirmant les montants de dividendes bruts et le montant des impôts déduits
au Royaume-Uni. BP Amoco a été avisée par son conseiller américain qu'en ce
qui concerne les détenteurs d'ADS admissibles résidant aux Etats-Unis, la
retenue d'impôt sera comptabilisée, dans certaines limites, à titre d'impôt
étranger permettant au détenteur de bénéficier de crédits d'impôt fédéral.
Selon leur situation, les actionnaires peuvent réclamer le crédit directement
sur le formulaire 1040, ou en remplissant le formulaire 1116 (formulaire 1118
pour les entreprises contribuables).
Dollar canadien
Pour les détenteurs d'ADS recevant leurs dividendes en dollars canadiens,
le taux de change de 1,5315 $CAN pour 1 dollar américain était celui en
vigueur à 17 h, heure de Londres, le 6 novembre 2000.
Le dividende payable le 11 décembre 2000 donne aux détenteurs d'ADS
admissibles résidant au Canada le droit à un remboursement du crédit fiscal de
1/9e applicable au Royaume-Uni (environ 0,054 $CAN) attaché au dividende,
moins la retenue d'impôts britannique limitée au montant du crédit fiscal.
L'effet de ces dispositions pour les détenteurs canadiens d'ADS admissibles
est un paiement en espèces de 0,482 $CAN, un dividende brut aux fins d'impôt
de 0,536 $CAN et un crédit d'impôt potentiel de 0,054 $CAN par ADS. Sous
réserve de certaines restrictions, cette retenue d'impôts sera traitée comme
des impôts étrangers, ouvrant droit à un crédit fiscal aux fins de l'impôt sur
le revenu des détenteurs canadiens d'ADS.
Plan d'accès direct
Pour les actionnaires d'ADS désireux de continuer à recevoir les
dividendes sous forme d'actions, le plan d'accès direct pour les résidents du
Canada et des Etats-Unis inclut également un plan de réinvestissement des
dividendes.
Date ex-dividende
La date ex-dividende à la Bourse de New York devrait être le 15 novembre
2000.
ADS
Une ADS représente 6 actions ordinaires de BP Amoco cotées à la Bourse de
Londres.
/Site Web : http://www.bp.com/investors/
CNW 18:47e 08-NOV-00
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