L'Impériale déclare ses résultats estimatifs financiers et d'exploitation du deuxième trimestre

POUR LES SIX MOIS TERMINÉS LE 30 JUIN 2012

CALGARY, le 26 juill. 2012 /CNW/ -

  Deuxième trimestre   Six mois
(en millions de dollars, sauf indication contraire) 2012   2011   %   2012   2011   %
                       
Bénéfice net (PCGR des États-Unis) 635   726   (13)   1 650   1 507   9
Bénéfice net par action ordinaire                      
- compte tenu d'une dilution (en dollars) 0,75   0,85   (13)   1,94   1,76   9
                       
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration 1 308   925   41   2 481   1 784   39
               

Bruce March, président du conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a commenté comme suit :

« Au deuxième trimestre de 2012, le bénéfice net de l'Impériale était de 635 M$, par rapport à 726 M$ pour le deuxième trimestre de 2011. La baisse des bénéfices est due principalement à la diminution des prix obtenus pour le pétrole brut et à l'augmentation des activités d'entretien planifié. Ces facteurs ont été partiellement compensés par une augmentation des marges de raffinage par rapport à 2011. Notre secteur des produits chimiques maintient sa très bonne performance avec un bénéfice trimestriel record de 49 M$.

Dans le secteur amont, d'importantes interruptions planifiées ont eu lieu à Cold Lake et à Syncrude. Ces deux interruptions se sont déroulées dans les délais et en respectant les budgets, mais ont entraîné une baisse de production par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Nos activités dans le secteur aval ont continué à contribuer de solides résultats en dépit de l'importance des activités d'entretien planifié des raffineries qui ont eu une incidence d'environ 120 M$ sur les bénéfices du deuxième trimestre. Des activités d'entretien planifié substantielles aux raffineries de Strathcona et Nanticoke ainsi qu'une interruption non planifiée à Sarnia ont réduit notre capacité à tirer le meilleur parti des solides marges de raffinage au centre du continent nord-américain.

Les dépenses en immobilisations et d'exploration jusqu'à la fin du mois de juin s'élevaient à 2 481 M$ et ont été consacrées principalement aux projets de croissance de la compagnie à Kearl et Cold Lake. La poursuite de notre solide performance commerciale nous a permis de financer ces investissements essentiellement à partir des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation. Nous sommes très satisfaits de la capacité de nos employés à maintenir la performance commerciale de base tout en exécutant un portefeuille complexe de projets d'investissement. Le développement initial du projet Kearl est dans les délais, le démarrage étant prévu d'ici la fin de l'année. »

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L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du Canada et un des chefs de file de l'industrie pétrolière du pays. C'est un des plus grands producteurs de pétrole brut et de gaz naturel du Canada. C'est aussi le principal raffineur de pétrole du pays, un producteur clé de produits pétrochimiques et un des principaux distributeurs de produits pétroliers vendus par l'entremise de réseaux d'approvisionnement et de stations-service pancanadiens.

Faits saillants du deuxième trimestre

  • Le bénéfice net s'est établi à 635 M$, par rapport à 726 M$ pour le deuxième trimestre de 2011, une baisse de 13 % alors que les résultats du secteur amont, dus principalement à l'obtention de prix plus bas pour le pétrole brut, étaient partiellement compensés par une hausse des bénéfices dans le secteur aval.

  • Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,75 $ sur une base diluée, une baisse de 13 % par rapport au deuxième trimestre de 2011.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation s'élevaient à 1 317 M$, en hausse par rapport à 656 M$ au deuxième trimestre de 2011, partiellement en raison des effets du fonds de roulement, des dépenses en immobilisations et d'exploration totalisant 1 308 M$ au cours du trimestre.

  • La production brute en équivalent pétrole était en moyenne de 269 000 barils par jour, par rapport à 292 000 barils pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de production était due principalement à l'augmentation des activités d'entretien planifié à Syncrude et Cold Lake, ainsi qu'au désinvestissement d'actifs de gaz naturel complété en 2011.

  • Le point sur le projet des sables pétrolifères de Kearl - À la fin du deuxième trimestre de 2012, le développement initial de Kearl était achevé à 94 %, la construction étant complétée à 88 %. Le projet progresse dans les délais, le démarrage étant prévu pour la fin de 2012. L'acheminement à Edmonton de modules construits en Corée du Sud et transitant par les États-Unis est terminé. Le réassemblage des modules et leur intégration aux installations de Kearl se poursuit.

  • Le point sur le projet d'expansion de Cold Lake - À la fin du deuxième trimestre de 2012, le projet de Nabiye était achevé à 22 %. Le projet avance dans les délais, le démarrage étant prévu d'ici la fin de l'année 2014.

  • Raffinerie de Dartmouth - En mai, l'Impériale a annoncé son intention de mettre sur le marché sa raffinerie et les dépôts d'approvisionnements qui y sont associés à l'intention d'acheteurs potentiels. Elle est également en train d'évaluer d'autres solutions, y compris la conversion de la raffinerie en dépôt, au cas où la vente n'aboutirait pas. Une décision devrait être prise au premier trimestre de 2013 selon les résultats des efforts de marketing.

  • Financement du projet pilote de processus d'injection cyclique de solvant - En juillet, la Climate Change and Emissions Management Corporation (CCEMC) a annoncé l'octroi d'une subvention de 10 M$ pour soutenir le projet pilote de processus d'injection cyclique de solvant (PICS) de l'Impériale. Ce processus consiste à injecter un solvant organique au lieu de vapeur d'eau pour récupérer le bitume. Les émissions de gaz à effet de serre sont considérablement réduites en éliminant le besoin de vapeur. En 2011, la compagnie a engagé près de 100 M$ pour des installations pilotes en cours de construction à Cold Lake en vue d'une démonstration commerciale de grand envergure du PICS. Le démarrage est prévu pour la fin de 2013. Le financement du CCEMC est assuré par l'industrie énergétique de l'Alberta.

  • Lancement d'un programme de formation pour étudiants autochtones - L'Impériale a fait un don de 1 M$ sur cinq ans pour la mise en place du Programme de formation en sciences et en technologies pour étudiants autochtones (ASTEP) à l'Université Mount Royal. Le programme ASTEP se concentrera sur la préparation d'étudiants autochtones et sur leur transition à des programmes axés sur les sciences avec pour objectif d'augmenter le nombre d'étudiants autochtones obtenant un diplôme de la Faculté des Sciences et Technologies de Mount Royal.

Deuxième trimestre de 2012 c. deuxième trimestre de 2011

Le bénéfice net de la compagnie pour le deuxième trimestre de 2012 s'est élevé à 635 M$, soit 0,75 $ par action sur une base diluée, par rapport à 726 M$, soit 0,85 $ par action, pour la période correspondante de l'exercice précédent.

La baisse des bénéfices au deuxième trimestre est attribuable principalement à l'incidence des prix plus bas obtenus dans le secteur amont en raison d'une diminution du prix des produits de base , laquelle a donné lieu à des résultats de 345 M$. L'augmentation des activités d'entretien planifié totalisant environ 230 M$, dont environ 120 M$ dans les raffineries du secteur aval et environ 110 M$ à Syncrude y a également contribué. Les bénéfices du deuxième trimestre de 2012 ont également souffert de dépenses de préparation plus élevées d'environ 30 M$ à Kearl. Ces facteurs ont été partiellement compensés par les répercussions de l'augmentation des marges de raffinage d'environ 270 M$, de la baisse du coût des redevances d'environ 145 M$ et d'un dollar canadien plus faible d'environ 50 M$. Les bénéfices du deuxième trimestre de 2012 incluaient un gain d'environ 25 M$ sur la vente d'actifs.

Le bénéfice net du deuxième trimestre pour le secteur amont s'est élevé à 360 M$, par rapport à 624 M$ pour la période correspondante en 2011. Les bénéfices ont diminué principalement en raison d'une baisse des prix obtenus d'environ 345 M$, d'une diminution de production de Syncrude due aux activités d'entretien planifié d'environ 75 M$ et de la hausse des coûts d'entretien de Syncrude d'environ 35 M$. Les bénéfices du deuxième trimestre de 2012 ont également souffert de dépenses de préparation plus élevées d'environ 30 M$ à Kearl. Ces facteurs ont été partiellement compensés par la diminution du coût des redevances due à la baisse des prix obtenus d'environ 145 M$ et des effets de change d'un dollar canadien plus faible d'environ 50 M$. Les bénéfices du deuxième trimestre de 2012 incluaient un gain d'environ 25 M$ sur la vente d'actifs.

Les prix de la majeure partie de la production liquide de la compagnie reposent sur le prix du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), une référence courante sur le marché pétrolier du centre du continent nord-américain. Par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, le prix moyen du WTI en dollars américains était inférieur de 8,99 $ le baril, soit 9 %, aux cours du deuxième trimestre de 2012. De plus, les remises sur le bitume et le pétrole brut synthétique ont augmenté au cours du deuxième trimestre, reflétant les interruptions prolongées des raffineries au centre du continent nord-américain. Au cours du deuxième trimestre, les prix obtenus en dollars canadiens pour le bitume ont diminué de 17 % et les prix obtenus en dollars canadiens pour le pétrole brut de synthèse ont diminué de 19 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

La production brute de bitume à Cold Lake était en moyenne de 152 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre, par rapport à 158 000 barils pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de production était due principalement aux activités d'entretien planifié à l'usine de Mahkeses ainsi qu'à la nature cyclique de la production à Cold Lake.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude était de 60 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre, contre 70 000 barils au cours du deuxième trimestre de 2011. L'entretien planifié de l'une des trois unités de cokéfaction au cours du deuxième trimestre a largement contribué à la baisse de production au cours de la période.

La production brute de pétrole brut classique était en moyenne de 20 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre, en hausse par rapport à 16 000 barils pour la période correspondante en 2011, au cours de laquelle les interruptions de service de pipelines tiers ont entraîné une réduction significative de la production au champ pétrolifère Norman Wells.

La production brute de gaz naturel au cours du deuxième trimestre de 2012 était de 195 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 257 millions de pieds cubes pour la période correspondante de l'exercice précédent. La diminution de production était due principalement au désinvestissement de gisements de production.

Le bénéfice net pour le secteur aval était de 232 M$ au cours du deuxième trimestre, en hausse de 168 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2011. L'augmentation des bénéfices est due principalement à l'incidence favorable de l'augmentation des marges de raffinage d'environ 270 M$. Ce facteur a été partiellement annulé par l'incidence défavorable d'importantes activités d'entretien planifié d'environ 120 M$.

Les marges de raffinage sont demeurées solides au deuxième trimestre tandis que le coût global du pétrole brut traité dans trois des quatre raffineries de la compagnie suivait la tendance du prix des pétroles bruts WTI et de l'Ouest du Canada. Les prix de gros canadiens des produits raffinés sont déterminés en grande partie par les prix de gros dans les régions avoisinantes des États-Unis, où les prix de gros sont essentiellement liés à ceux des marchés internationaux. Les marges de raffinage plus importantes résultent de l'élargissement de l'écart entre le prix des produits et le coût du pétrole brut traité. Les importantes activités d'entretien planifié dans les raffineries de Strathcona et de Nanticoke ainsi que les temps d'arrêt non planifiés à la raffinerie de Sarnia ont réduit notre capacité à tirer le meilleur parti des marges de raffinage élevées.

Le bénéfice net pour les produits chimiques était de 49 M$ au deuxième trimestre, le meilleur trimestre jamais enregistré, et 13 M$ de plus que le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation est due en majeure partie à une meilleure performance d'exploitation, à la hausse des ventes de polyéthylène et à l'augmentation des marges.

L'effet des comptes non sectoriels sur le bénéfice net était de moins 6 M$ au deuxième trimestre, en ligne avec plus 2 M$ pour la période correspondante en 2011.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation s'élevaient à 1 317 M$ au deuxième trimestre, une augmentation de 661 M$ par rapport à la période correspondante en 2011. L'augmentation des flux de trésorerie est due principalement aux effets du fonds de roulement.

Les fonds affectés aux activités d'investissement au deuxième trimestre se sont chiffrés à 1 224 M$ net, par rapport à 893 M$ pour la période correspondante en 2011. Les ajouts aux immobilisations corporelles étaient de 1 290 M$ au deuxième trimestre, par rapport à 903 M$ au cours du trimestre correspondant en 2011. Les dépenses du trimestre ont été consacrées principalement à l'avancement du développement initial et de l'expansion du projet de sables pétrolifères de Kearl. Les autres investissements incluaient l'avancement du projet d'expansion de Nabiye à Cold Lake, les projets environnementaux et éconergétiques de Syncrude ainsi que l'acquisition de superficies de pétrole non classique.

Le solde de trésorerie de la compagnie s'élevait à 996 M$ au 30 juin 2012, en baisse de 206 M$ par rapport à 1 202 M$ à la fin de 2011.

Faits saillants du premier semestre

  • Le bénéfice net s'est établi à 1 650 M$, en hausse par rapport à 1 507 M$ au cours du premier semestre de 2011.

  • Le bénéfice net par action ordinaire est monté à 1,94 $, par rapport à 1,76 $ au cours de la période correspondante en 2011.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation étaient de 2 364 M$, contre 1 615 M$ au cours du premier semestre de 2011, couvrant largement les dépenses en immobilisations et frais d'exploration qui s'élevaient à 2 481 M$.

  • La production brute en équivalent pétrole était en moyenne de 279 000 barils par jour, par rapport à 301 000 barils au cours du premier semestre de 2011. La baisse de production est principalement attribuable aux activités d'entretien planifié à Syncrude et au désinvestissement d'actifs de gaz naturel complété en 2011.

  • Les dividendes par action déclarés au cours des deux premiers trimestres de 2012 totalisaient 0,24 $, en hausse par rapport à 0,22 $ au cours de la période correspondante en 2011.


Premier semestre de 2012 c. premier semestre de 2011

Le bénéfice net pour le premier semestre de 2012 s'est élevé à 1 650 M$, soit 1,94 $ par action sur une base diluée, contre 1 507 M$, soit 1,76 $ par action, pour le premier semestre de 2011.

L'augmentation des bénéfices pour le premier semestre était due principalement à une augmentation des marges de raffinage d'environ 410 M$ et à la baisse du coût des redevances d'environ 95 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par des prix plus faibles obtenus dans le secteur amont d'environ 245 M$ dus à une diminution de prix des produits de base et à une diminution de la production de Syncrude d'environ 105 M$ attribuable essentiellement à l'augmentation des activités d'entretien planifié.

Le bénéfice net du premier semestre de 2012 pour le secteur amont s'est élevé à 902 M$, par rapport à 1 152 M$ en 2011. La diminution des bénéfices est due principalement à une baisse des prix obtenus de 245 M$, à une baisse de production de Syncrude d'environ 105 M$ et à des coûts d'entretien plus élevés d'environ 45 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une diminution du coût des redevances d'environ 95 M$ et les effets de change d'un dollar canadien plus faible d'environ 60 M$.

Les prix de la majeure partie de la production liquide de la compagnie reposent sur le prix du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), une référence courante sur le marché pétrolier du centre du continent nord-américain. Par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, le prix moyen du WTI en dollars américains était inférieur de 0,35 $ le baril, soit moins de 1 % au cours du premier semestre de 2012. De plus, les remises sur le bitume et le pétrole brut synthétique ont augmenté au cours du premier semestre de 2012, reflétant les interruptions prolongées des raffineries au centre du continent nord-américain. Au cours du premier semestre de 2012, les prix obtenus en dollars canadiens pour le bitume ont diminué de 1 % et les prix obtenus en dollars canadiens pour le pétrole brut de synthèse ont diminué de 7 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

La production brute de bitume à Cold Lake pour le premier semestre a atteint 155 000 barils par jour, par rapport à 157 000 barils pour la période correspondante en 2011. Cette légère baisse de production était due principalement aux activités d'entretien planifié à l'usine de Mahkeses ainsi qu'à la nature cyclique de la production à Cold Lake.

Au cours du premier semestre, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude était en moyenne de 67 000 barils par jour, en baisse par rapport à 75 000 barils en 2011. Les activités d'entretien planifié de l'une des trois unités de cokéfaction au cours du deuxième trimestre ont largement contribué à la baisse de production au cours de la période.

La production brute de pétrole brut classique était en moyenne de 20 000 barils par jour au cours du premier semestre, en hausse par rapport à 19 000 barils pour la période correspondante en 2011, période au cours de laquelle les interruptions de service de pipelines tiers ont réduit considérablement la production du champ pétrolifère Norman Wells.

La production brute de gaz naturel au cours du premier semestre de 2012 s'élevait à 197 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 263 millions de pieds cubes au cours du premier semestre de 2011. Cette baisse de production est attribuable principalement au désinvestissement de gisements de production.

Le bénéfice net pour le secteur aval était de 687 M$, une augmentation de 347 M$ par rapport à 2011. Les bénéfices ont augmenté principalement en raison d'une augmentation des marges de raffinage d'environ 410 M$. Ce facteur a été partiellement annulé par les effets défavorables de l'augmentation des activités d'entretien planifié par rapport à 2011 totalisant environ 80 M$.

Le bénéfice net pour les produits chimiques était de 84 M$, en hausse de 10 M$ par rapport à 2011. L'amélioration des marges dans toutes les gammes de produits et l'augmentation des ventes de polyéthylène ont contribué à la hausse des bénéfices.

L'effet des comptes non sectoriels sur le bénéfice net était de moins 23 M$ pour le premier semestre de 2012, par rapport à moins 59 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent dû à une baisse des frais liés à la rémunération à base d'actions.

Des données financières et d'exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés dans le présent rapport qui sont liés aux plans, prévisions, événements ou conditions futurs sont des énoncés prospectifs. Les résultats réels futurs, y compris les plans, coûts, calendriers et capacités des projets, les sources de financement; le règlement des imprévus et des positions fiscales incertaines, l'effet de changements touchant les prix et autres conditions du marché, ainsi que les dépenses environnementales et en immobilisations peuvent différer considérablement en raison d'un certain nombre de facteurs tels que les négociations d'ententes commerciales, les changements apportés à l'approvisionnement et à la demande en matière de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques, les événements politiques ou réglementaires, et tout autre facteur traité dans l'Article 1A du formulaire 10-K de 2011 de la compagnie.




Annexe I
                   
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE 2012
                   
                   
      Deuxième trimestre   Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire   2012   2011   2012   2011
                 
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)                
  Total des produits et autres revenus   7 515   7 774   15 048   14 645
  Total des charges   6 675   6 815   12 856   12 635
  Bénéfice avant impôts sur les bénéfices    840    959   2 192   2 010
  Impôts sur les bénéfices    205    233    542    503
  Bénéfice net    635    726   1 650   1 507
                   
  Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)   0,75     0,86     1,95     1,78 
  Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars)    0,75     0,85     1,94     1,76 
                   
Autres données financières                
  Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation   340    325    656    640
                   
  Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts    46   -    70    4
                   
  Total de l'actif au 30 juin           27 241   22 966
                   
  Total de la dette au 30 juin           1 205   1 209
  Couverture des intérêts par les bénéfices                
    (nombre de fois)            255,9     280,3 
                   
  Autres obligations à long terme au 30 juin           3 856   2 747
                   
  Capitaux propres au 30 juin             14 664   12 364
  Capital utilisé au 30 juin             15 895   13 602
  Rendement du capital moyen utilisé a)                
    (%)            23,4     22,1 
                   
  Dividendes versés sur les actions ordinaires                
    Total   102   94   204   187
    Par action ordinaire (en dollars)    0,12     0,11     0,24     0,22 
                   
  Millions d'actions ordinaires en circulation                
    Au 30 juin            847,6     847,6 
    Moyenne - compte tenu d'une dilution    851,6     853,9     851,4     854,0 
                   

a) Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net, coûts de financement après impôts non déduits, divisé par la moyenne du capital utilisé sur les quatre derniers trimestres.

 

 

                   
Annexe II
                   
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE 2012
                   
                   
      Deuxième trimestre   Six mois
en millions de dollars canadiens   2012   2011   2012   2011
                 
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin du trimestre  996    419    996    419
                   
Bénéfice net    635    726   1 650   1 507
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :                
  Amortissement et épuisement    178    190    368    378
  (Gain) perte à la vente d'actifs   ( 55)   -   (84)   (6)
  Charge d'impôts futurs et autres    169    4    217   (86)
Variations de l'actif et du passif d'exploitation    390   (264)    213   (178)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation a) 1 317    656   2 364   1 615
                   
Flux de trésorerie liés aux activités de placement   (1 224)   ( 893)   (2 288)   (1 699)
  Produit de la vente d'actifs   61   6   139   20
                   
Flux de trésorerie liés aux activités de financement   (142)   355   (282)   236
                   

a) Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation étaient plus élevés au deuxième trimestre de 2012 par rapport à la période correspondante de 2011 principalement en raison des effets du fonds de roulement.
   
  Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation étaient plus élevés au cours des six premiers mois de 2012 par rapport à la période correspondante de 2011, principalement en raison des effets du fonds de roulement et des dates prévues pour le paiement des impôts sur les bénéfices.

 

                   
Annexe III
                   
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE 2012
                   
                   
      Deuxième trimestre   Six mois
en millions de dollars canadiens   2012   2011   2012   2011
                   
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)                  
  Secteur amont    360    624    902   1 152
  Secteur aval    232    64    687    340
  Produits chimiques    49    36    84    74
  Comptes non sectoriels   (6)    2   (23)   (59)
  Bénéfice net    635    726   1 650   1 507
                   
Produits et autres revenus                
  Secteur amont   2 059   2 543   4 551   4 882
  Secteur aval   6 648   6 758   13 230   12 825
  Produits chimiques    416    445    842    865
  Éliminations/Autres   (1 608)   (1 972)   (3 575)   (3 927)
  Total   7 515   7 774   15 048   14 645
                   
Achats de pétrole brut et de produits                
  Secteur amont    740    963   1 761   1 824
  Secteur aval   5 234   5 647   10 255   10 416
  Produits chimiques    282    329    596    636
  Éliminations   (1 611)   (1 973)   (3 581)   (3 930)
  Achats de pétrole brut et de produits   4 645   4 966   9 031   8 946
                   
Charges de production et fabrication                
  Secteur amont    701    596   1 292   1 195
  Secteur aval    499    415    840    752
  Produits chimiques    47    47    92    90
  Charges de production et fabrication   1 247   1 058   2 224   2 037
                   
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration                  
  Secteur amont   1 272    884   2 417   1 702
  Secteur aval    30    36    53    72
  Produits chimiques    1    1    2    3
  Comptes non sectoriels    5    4    9    7
  Dépenses en immobilisations et frais d'exploration   1 308    925   2 481   1 784
                   
  Charges d'exploration imputées aux produits compris ci-dessus    18    22    46    59
                   

                   
Annexe IV
                   
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE 2012
                   
                   
Données d'exploitation   Deuxième trimestre   Six mois
      2012   2011   2012   2011
                   
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)              
(en milliers de barils par jour)                
  Cold Lake   152   158   155   157
  Syncrude   60   70   67   75
  Pétrole classique   20   16   20   19
  Total de la production de pétrole brut    232   244   242   251
  LGN mis en vente   4   5   4   6
  Total de la production de pétrole brut et de LGN   236   249   246   257
                   
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) 195   257   197   263
                   
Production brute en équivalent pétrole a)                
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)   269   292   279   301
                 
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)              
  Cold Lake   117   114   117   117
  Syncrude   60   63   63   69
  Pétrole classique   15   12   15   14
  Total de la production de pétrole brut    192   189   195   200
  LGN mis en vente   4   4   3   4
  Total de la production de pétrole brut et de LGN   196   193   198   204
      -       -    
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) 214   227   204   238
                   
Production nette en équivalent pétrole a)                
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)   231   231   232   243
                   
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) 200   206   204   209
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)   10   17   10   11
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)   180   241   181   246
               
Prix de vente moyen (en dollars canadiens)              
  Pétrole brut classique (le baril)    76,77     97,96     77,52     87,36 
  LGN (le baril)    38,21     62,03     44,40     61,08 
  Gaz naturel (le millier de pieds cubes)     1,80     3,68     2,09     3,76 
  Pétrole synthétique (le baril)    90,11     111,41     94,72     101,77 
  Bitume (le baril)    56,90     68,72     61,67     62,30 
                   
Débit total des raffineries (en milliers de barils par jour)   384   397   411   425
Utilisation de la capacité de raffinage (%)   76   78   81   84
                   
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)                
  Essence (essence automobile)   215   215   210   212
  Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats) 133   148   141   157
  Mazout lourd   32   28   28   27
  Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres)   34   44   34   40
  Ventes nettes de produits pétroliers 414   435   413   436
               
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes) 263   249   528   521
               

a) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille barils

 

 

                       
            Annexe V
                       
  COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE      
  DEUXIÈME TRIMESTRE 2012      
                       
                   
                  Bénéfice net
        Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)       par action ordinaire
        (en millions de dollars canadiens)       (en dollars)
                       
2008                    
Premier trimestre        681     0,76
Deuxième trimestre       1 148     1,29
Troisième trimestre       1 389           1,57
Quatrième trimestre        660     0,77
Exercice       3 878     4,39
                 
                 
2009              
Premier trimestre        289           0,34
Deuxième trimestre        209     0,25
Troisième trimestre        547     0,64
Quatrième trimestre        534       0,63
Exercice       1 579     1,86
                 
                   
2010                    
Premier trimestre        476     0,56
Deuxième trimestre        517     0,61
Troisième trimestre        418           0,49
Quatrième trimestre        799           0,95
Exercice       2 210     2,61
                 
             
2011                    
Premier trimestre        781           0,92
Deuxième trimestre        726           0,86
Troisième trimestre        859         1,01
Quatrième trimestre       1 005     1,19
Exercice       3 371     3,98
             
2012                    
Premier trimestre       1 015     1,20
Deuxième trimestre        635     0,75
                   

 

 

 

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Renseignements :

403-237-2710


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