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

CALGARY, le 2 févr. /CNW/ -

    
                                  --------------------   --------------------
                                  Quatrième trimestre       Douze mois
    (en millions de dollars,      --------------------   --------------------
    sauf indication contraire)    2009     2008    %     2009     2008    %

    Bénéfice net
     (PCGR des États-Unis)         534      660  (19)   1 579    3 878  (59)
    Bénéfice net par action
     ordinaire - compte tenu
     d'une dilution (dollars)     0,62     0,76  (18)    1,84     4,36  (58)

    Dépenses en immobilisations
     et frais d'exploration        834      433   93    2 438    1 363   79
    

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

"Les prix plus bas du pétrole et du gaz naturel et la faible demande pour les produits énergétiques représentent un défi économique persistant. En dépit du ralentissement économique actuel, l'Impériale continue à développer les projets de croissance de la compagnie et à livrer de solides résultats.

Le bénéfice net pour le quatrième trimestre a été de 534 M$, en baisse de 19 % par rapport à la même période en 2008. Tandis que les résultats nets pour le quatrième trimestre dans le secteur amont étaient en hausse par rapport à la même période de l'exercice précédent, les résultats pour le quatrième trimestre dans le secteur aval ont beaucoup souffert d'une baisse généralisée de la demande de produits et des marges.

Avec notre solide bilan, nos dettes minimales et notre approche disciplinée à long terme, nous sommes bien placés pour continuer à investir tout au long du cycle d'affaires. Pendant le quatrième trimestre, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont augmenté à 834 M$, en hausse de 93 % par rapport à la même période de l'exercice précédent. Pour l'année 2009 au complet, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration étaient de 2 438 M$, en hausse de 79 % par rapport à 2008.

Notre approche d'investissement disciplinée et axée sur le long terme continuera à récompenser nos actionnaires. En 2009, l'Impériale a versé un total de 833 M$ aux actionnaires sous forme de dividendes et de rachats d'actions, tandis que nous avons augmenté nos investissements dans les principales opportunités de croissance qui amèneront de nouvelles sources d'énergie et une croissance pour les actionnaires".

    
    -------------------------------------------------------------------------
    

L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises au Canada et l'un des chefs de file de l'industrie pétrolière du pays. C'est l'un des principaux producteurs de pétrole brut et de gaz naturel. C'est aussi le principal raffineur de pétrole du pays et le détenteur d'une importante part du marché des produits pétroliers, vendus par un réseau d'approvisionnement pancanadien qui comprend près de 1 850 stations-service.

    
    Faits saillants du quatrième trimestre

    -   Le bénéfice net s'est établi à 534 M$ contre 660 M$ pour le quatrième
        trimestre de 2008.

    -   Le bénéfice net par action ordinaire s'est élevé à 0,62 $ contre
        0,76 $ pour le quatrième trimestre de 2008.

    -   Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont
        élevés à 927 M$ contre 912 M$ pour la période correspondante de
        l'exercice précédent.

    -   Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
        chiffrées à 834 M$, en hausse de 93 % par rapport au quatrième
        trimestre de 2008.

    -   La production brute de barils d'équivalent pétrole était en moyenne
        de 297 000 barils par jour, par rapport à 309 000 barils par jour
        pendant la même période de l'exercice précédent. La baisse des
        volumes de production au cours du quatrième trimestre était due
        principalement à des réparations de puits dans la partie nord du
        gisement de Cold Lake. Depuis, les activités de forage et d'injection
        de vapeur ont repris dans cette région et la production devrait
        revenir à des niveaux normaux.

    -   Record de performance en matière de sécurité - En 2009, l'Impériale a
        obtenu les meilleurs résultats de sécurité de tous les temps pour les
        employés comme pour les entrepreneurs. Cette performance est le
        résultat d'un engagement significatif de toute l'organisation et
        témoigne de la concentration de l'Impériale sur l'excellence
        opérationnelle.

    -   Progrès à Kearl - Les activités de construction d'infrastructure et
        de préparation du site se sont poursuivies au projet d'exploitation
        des sables pétrolifères de Kearl avec une main-d'œuvre d'environ 2
        500 employés et entrepreneurs à la fin de l'année. Le projet de Kearl
        totalise des ressources récupérables estimées de 4,6 milliards de
        barils de bitume avant redevances, dans lesquelles l'Impériale
        détient une participation de 71 %.

    -   Renforcement de position dans les sables bitumineux - Grâce à son
        solide bilan, l'Impériale, dans une coentreprise à égalité de parts
        avec ExxonMobil Canada, a acquis des concessions minières de sables
        bitumineux de UTS Energy Corporation totalisant 16 600 acres nettes
        dans la région de l'Athabasca en Alberta. Les nouvelles concessions
        sont adjacentes aux superficies de sables pétrolifères non mis en
        valeur détenues par l'Impériale dans la région.

    -   Progression de l'exploration à Horn River - L'Impériale a entamé son
        deuxième programme d'exploration hivernale à Horn River dans le nord-
        est de la Colombie-Britannique et devrait forer jusqu'à 11 puits de
        gaz de schiste. L'Impériale, conjointement avec ExxonMobil Canada
        (participation 50-50), détient maintenant 309 000 acres nettes dans
        la région, les actifs fonciers les plus importants de l'industrie
        dans le bassin.

    -   Mise à jour sur le projet de gaz naturel du Mackenzie - La Commission
        d'examen conjoint du projet gazier Mackenzie a produit son rapport
        sur l'impact environnemental, social et culturel du projet de gaz
        naturel du Mackenzie. La décision réglementaire finale de l'Office
        national de l'énergie est prévue pour septembre 2010.

    -   Investissement au cours du cycle de baisse dans les principaux
        projets de croissance - Nous avons complété un programme
        d'immobilisations et d'exploration de 2,4 G$ en 2009, axé sur
        l'avancement des principaux projets du secteur amont, ainsi que des
        investissements en initiatives environnementales. Les dépenses en
        immobilisations et frais d'exploration prévues pour 2010 sont de
        3,2 G$.

    -   Contributions aux communautés canadiennes - L'Impériale a contribué
        23 M$ aux communautés canadiennes en 2009, dont 2 M$ destinés à
        l'enseignement des mathématiques et des sciences. Les contributions
        spéciales du quatrième trimestre comprenaient un engagement de 1 M$
        envers l'École de politique publique de l'Université de Calgary et un
        avion de 8 M$ à l'Institut de technologie du sud de l'Alberta pour
        utilisation dans les programmes d'entretien d'avions, d'avionique et
        de structures de son École des transports.
    

Quatrième trimestre 2009 c. quatrième trimestre 2008

Le bénéfice net pour le quatrième trimestre de 2009 s'est établi à 534 M$ ou 0,62 $ par action, compte tenu d'une dilution, contre 660 M$ ou 0,76 $ par action pour la même période en 2008.

Le bénéfice net du secteur amont pour le quatrième trimestre était de 491 M$, en hausse de 155 M$ par rapport à la même période en 2008. L'augmentation des résultats était attribuable principalement à des prix plus élevés du pétrole brut totalisant environ 600 M$. L'amélioration du prix obtenu a été partiellement compensée par l'impact négatif d'un dollar canadien plus fort d'environ 265 M$, des redevances plus élevées découlant de la hausse du prix des marchandises d'environ 135 M$ et une baisse de la production de bitume à Cold Lake d'environ 50 M$.

Le prix moyen en dollars américains du brut Brent, une référence courante sur le marché mondial du pétrole, s'est solidifié au cours du quatrième trimestre avec une moyenne de 74,54 $ par baril, en hausse d'environ 36 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut classique canadien et le pétrole brut synthétique de la production de Syncrude reflétait la même tendance que les prix mondiaux. Cependant, les effets d'un dollar canadien plus fort ont limité les améliorations du prix en dollars canadiens obtenu par la compagnie pour le pétrole brut classique et le pétrole brut synthétique de Syncrude au cours du quatrième trimestre de 2009.

Le prix du pétrole brut canadien plus lourd a également augmenté suivant celui du pétrole brut plus léger. Le prix moyen obtenu par la compagnie pour le bitume de Cold Lake a augmenté d'environ 70 % pendant le quatrième trimestre, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant le rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake.

Le prix moyen que la compagnie a obtenu pour le gaz naturel était de 4,23 $ par millier de pieds cubes au cours du quatrième trimestre, en baisse par rapport à 7,31 $ pour le même trimestre de l'exercice précédent.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 134 000 barils par jour pendant le quatrième trimestre contre 146 000 pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse des volumes de production pour le quatrième trimestre était attribuable à des réparations de puits dans la partie nord du gisement. Les activités de forage et d'injection de vapeur ont repris depuis dans cette région et la production devrait revenir à des niveaux normaux.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie à 82 000 barils par jour pour le quatrième trimestre, contre 77 000 barils pour le quatrième trimestre de 2008. Les volumes étaient plus élevés au cours du quatrième trimestre que pendant la même période en 2008 en raison de la baisse des activités de maintenance.

Pour le quatrième trimestre, la production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 24 000 barils par jour, par rapport à 27 000 barils pour la période correspondante en 2008. La baisse de production est avant tout le résultat de la diminution naturelle du gisement dans le bassin de l'Ouest canadien.

La production brute de gaz naturel du quatrième trimestre de 2009 était de 298 millions de pieds cubes par jour, essentiellement la même que pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Dans le secteur aval, le bénéfice net s'est élevé à 52 M$ pour le quatrième trimestre de 2009, par rapport à 257 M$ pour la même période de l'exercice précédent. Les résultats du quatrième trimestre de 2009 ont été influencés par une contraction généralisée des marges d'environ 180 M$. Un dollar canadien plus fort a également eu un impact négatif sur les résultats du quatrième trimestre de 2009.

Le bénéfice net tiré des produits chimiques s'est élevé à 16 M$ pour le quatrième trimestre, par rapport à 28 M$ pour le même trimestre de l'exercice précédent. Les résultats du quatrième trimestre ont souffert de la contraction généralisée des marges attribuable à la lenteur de l'économie.

Les effets des comptes non sectoriels sur le bénéfice net étaient de moins 25 M$ pour le quatrième trimestre, par rapport à 39 M$ pour la même période en 2008. La baisse des résultats du quatrième trimestre s'explique principalement par la modification des charges liées à la rémunération à base d'actions.

Pour le quatrième trimestre de 2009, les activités d'exploitation ont généré des flux de trésorerie de 927 M$ et 807 M$ ont été utilisés pour financer les projets de croissance comme celui de Kearl. Le solde de trésorerie de la compagnie était de 513 M$ en date du 31 décembre 2009, une augmentation de 55 M$ par rapport à la fin du troisième trimestre de 2009.

    
    -------------------------------------------------------------------------

    Points saillants des douze mois

    -   Le bénéfice net s'est chiffré à 1 579 M$, en baisse par rapport à
        3 878 M$ en 2008.

    -   Le bénéfice net par action ordinaire a baissé à 1,84 $ contre 4,36 $
        en 2008.

    -   Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se
        sont chiffrés à 1 591 M$ contre 4 263 M$ en 2008.

    -   Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
        élevées à 2 438 M$, en hausse de 79 %.

    -   La production brute de barils d'équivalent pétrole était en moyenne
        de 293 000 barils par jour par rapport à 308 000 barils par jour en
        2008.

    -   En 2009, l'Impériale a versé un total de 833 M$ en espèces aux
        actionnaires sous forme de dividendes et de rachats d'actions contre
        2 540 M$ en 2008.

    -   Le dividende par action payé en 2009 a totalisé 0,40 $, en hausse par
        rapport à 0,37 $ en 2008.

    -------------------------------------------------------------------------
    

Douze mois 2009 c. douze mois 2008

Le bénéfice net pour toute l'année 2009 s'est établi à 1 579 M$ ou 1,84 $ par action, compte tenu d'une dilution, contre 3 878 M$ ou 4,36 $ par action pour toute l'année 2008.

Pour le secteur amont, le bénéfice net de l'année s'est établi à 1 324 M$ contre 2 923 M$ en 2008. La baisse des prix du pétrole brut et du gaz naturel en 2009 a entraîné une réduction des revenus ayant un impact sur les résultats d'environ 2 400 M$ en raison du ralentissement économique mondial. Les résultats témoignent également de la baisse de production de bitume de Cold Lake d'environ 100 M$ et d'une baisse des volumes de pétrole classique en raison d'une diminution prévisible du rendement des gisements d'environ 60 M$. Ces facteurs ont été compensés en partie par une baisse du coût des redevances due à une chute du prix des marchandises d'environ 600 M$ et de l'impact d'une baisse du dollar canadien d'environ 325 M$.

Le prix moyen en dollars américains du brut Brent, une référence courante sur le marché mondial du pétrole, était de 61,61 $ le baril, en baisse d'environ 36 % par rapport à 2008. Le prix que la compagnie a obtenu sur les ventes de pétrole brut classique canadien et de pétrole brut synthétique de la production de Syncrude a suivi les tendances des prix mondiaux.

Le prix du pétrole brut canadien plus lourd a également baissé de pair avec celui du pétrole brut plus léger. Le prix moyen que la compagnie a obtenu pour le bitume de Cold Lake a chuté d'environ 25 % pour toute l'année 2009, par rapport à 2008, reflétant le rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake.

En 2009, le prix moyen obtenu pour le gaz naturel était de 4,11 $ par millier de pieds cubes, en baisse par rapport à 8,69 $ en 2008.

Pour l'année complète, la production brute de bitume de Cold Lake était de 141 000 barils par jour contre 147 000 barils en 2009. La baisse des volumes de production en 2009 est attribuable à la nature cyclique de la production de Cold Lake et à des réparations de puits dans la partie nord du gisement. Les activités de forage et d'injection de vapeur ont repris depuis dans cette région et la production devrait revenir à des niveaux normaux.

Au cours de 2009, la quote-part de la compagnie de la production brute de Syncrude était en moyenne de 70 000 barils par jour contre 72 000 barils en 2008. Les activités de maintenance planifiée pendant la première moitié de 2009, qui comprenaient des modifications de conception pour améliorer la performance d'exploitation à long terme, ont contribué à la réduction de la production pour les douze mois de 2009.

La production brute de pétrole brut classique s'est élevée en moyenne à 25 000 barils par jour en 2009, contre 27 000 barils en 2008. La baisse naturelle du rendement des gisements du bassin de l'Ouest canadien est la principale raison à l'origine de ce fléchissement de production.

Pour l'exercice, la production brute de gaz naturel s'est élevée à 295 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 310 millions de pieds cubes en 2008. La diminution de la production est avant tout attribuable à la baisse naturelle du rendement des gisements.

Le bénéfice net pour le secteur aval était de 278 M$ en 2009 contre 796 M$ en 2008. Les résultats de 2008 incluaient un gain de 187 M$ provenant de la vente de Rainbow Pipe Line Co. Ltd. Les résultats de 2009 ont également été influencés par une contraction généralisée des marges d'environ 270 M$ et une baisse des volumes de vente d'environ 70 M$ due au ralentissement de l'économie. Ces facteurs ont été compensés partiellement par l'effet favorable d'un dollar canadien plus faible d'environ 40 M$.

Le bénéfice net tiré des produits chimiques s'est chiffré à 46 M$ contre 100 M$ en 2008. Les résultats de 2009 ont souffert de la contraction généralisée des marges résultant de la lenteur de l'économie.

Pour l'année complète, les effets sur le bénéfice net des comptes non sectoriels étaient de moins 69 M$ contre 59 M$ en 2008. Les résultats défavorables en 2009 étaient dus principalement à des modifications aux charges liées à la rémunération à base d'actions et à la baisse des intérêts créditeurs résultant de rendements plus faibles des soldes de trésorerie.

En 2009, les rachats d'actions ont été réduits à environ 12 millions d'actions pour 492 M$, y compris les actions achetées de ExxonMobil, par rapport à 44 millions d'actions achetées pour 2 210 M$ en 2008. L'Impériale n'a pas fait de rachats substantiels d'actions depuis le deuxième trimestre de 2009, car les flux de trésorerie de l'exploitation ont été utilisés pour financer les projets de croissance comme Kearl. La compagnie continuera à évaluer son programme d'achat d'actions dans le contexte de ses activités d'investissement globales.

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 sensiblement 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, gaz naturel et produits pétroliers et pétrochimiques; les événements politiques ou réglementaires; et tout autre facteur traité dans l'Article 1A sur le formulaire 10-K de 2008 de la compagnie.

    
                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
    (en millions de dollars                   Quatrième
    canadiens, sauf indication                trimestre         Douze mois
    contraire)                               2009     2008     2009     2008
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net (PGCR des États-Unis)
      Total des produits et des autres
       revenus                              5 864    5 942   21 398   31 579
      Total des charges                     5 119    5 171   19 198   26 303
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice avant impôts sur les
       bénéfices                              745      771    2 200    5 276
      Impôts sur les bénéfices                211      111      621    1 398
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice net                            534      660    1 579    3 878
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net par action ordinaire
     (en dollars)                            0,63     0,77     1,86     4,39
    Bénéfice net par action ordinaire
     - compte tenu d'une dilution
     (en dollars)                            0,62     0,76     1,84     4,36

    Gain (perte) à la vente d'actifs,
     après impôts                              12        5       38      209

    Total de l'actif au 31 décembre                          17 473   17 035

    Dette totale au 31 décembre                                 140      143
    Couverture des intérêts par le bénéfice
      (nombre de fois couverts)                               276,0    480,6

    Autres obligations à long terme au
     31 décembre                                              2 839    2 254

    Capitaux propres au 31 décembre                           9 439    9 065
    Capital utilisé au 31 décembre                            9 615    9 248
    Rendement du capital moyen utilisé (a)
      (pourcentage)                                            16,8     44,7

    Dividendes sur actions ordinaires
      Total                                    85       85      340      334
      Par action ordinaire (en dollars)      0,10     0,10     0,40     0,38

    Millions d'actions ordinaires en
     circulation
      Au 31 décembre                                          847,6    859,4
      Moyenne - compte tenu d'une
       dilution                             854,0    871,7    856,7    889,0


    (a) Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net, coûts de
        financement après impôts non déduits, divisé par la moyenne du
        capital utilisé au début et à la fin de l'exercice.
    -------------------------------------------------------------------------



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
                                              Quatrième
                                              trimestre         Douze mois
    (en millions de dollars canadiens)       2009     2008     2009     2008
    -------------------------------------------------------------------------

    Total de la trésorerie et équivalents
     en espèces                               513    1 974      513    1 974

    Bénéfice net                              534      660    1 579    3 878
    Ajustement au titre d'éléments hors
     trésorerie :
      Amortissement et épuisement             197      178      781      728
      (Gain) perte à la vente d'actifs        (13)      (5)     (45)    (241)
      Charges d'impôts futurs et autres       (12)     492      (61)     387
    Variations de l'actif et du passif
     d'exploitation                           221(a)  (413)    (663)    (489)
    -------------------------------------------------------------------------
    Flux de trésorerie liés aux activités
     d'exploitation                           927      912    1 591    4 263
    -------------------------------------------------------------------------

    Flux de trésorerie liés aux activités
     d'investissement                        (785)    (380)  (2 216)    (961)
      Produit de la vente d'actifs             22       12       67      272

    Flux de trésorerie liés aux activités
     de financement                           (87)    (491)    (836)  (2 536)
    -------------------------------------------------------------------------

    (a) Le calendrier des paiements d'impôts sur les bénéfices et des stocks
        plus faibles ont eu une incidence positive sur les flux
        de trésorerie liés aux activités d'exploitation du quatrième
        trimestre 2009.



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
                                              Quatrième
                                              trimestre         Douze mois
    (en millions de dollars canadiens)       2009     2008     2009     2008
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net (PGCR des États-Unis)
      Amont                                   491      336    1 324    2 923
      Aval                                     52      257      278      796
      Chimique                                 16       28       46      100
      Comptes non sectoriels                  (25)      39      (69)      59
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice net                            534      660    1 579    3 878
    -------------------------------------------------------------------------

    Produits d'exploitation par secteur
      Amont                                 2 025    1 721    6 919   11 240
      Aval                                  5 019    5 311   18 381   27 212
      Chimique                                336      331    1 236    1 833
      Éliminations/Autres                  (1 516)  (1 421)  (5 138)  (8 706)
    -------------------------------------------------------------------------
      Produits                              5 864    5 942   21 398   31 579
    -------------------------------------------------------------------------

    Achats de pétrole brut et de produits
     par secteur
      Amont                                   624      515    2 024    3 995
      Aval                                  4 002    4 021   14 164   22 223
      Chimique                                248      228      898    1 401
      Éliminations                         (1 517)  (1 434)  (5 152)  (8 754)
    -------------------------------------------------------------------------
      Achats de pétrole brut et de
       produits                             3 357    3 330   11 934   18 865
    -------------------------------------------------------------------------

    Frais de production et de fabrication
      Amont                                   560      642    2 385    2 569
      Aval                                    323      355    1 372    1 452
      Chimique                                 52       49      194      208
      Éliminations                              -       (1)       -       (1)
    -------------------------------------------------------------------------
      Frais de production et de fabrication   935    1 045    3 951    4 228
    -------------------------------------------------------------------------

    Dépenses en immobilisations et frais
     d'exploration
      Amont                                   745      355    2 167    1 110
      Aval                                     84       70      251      232
      Chimique                                  3        6       15       13
      Comptes non sectoriels                    2        2        5        8
    -------------------------------------------------------------------------
      Dépenses en immobilisations et
       frais d'exploration                    834      433    2 438    1 363
    -------------------------------------------------------------------------

      Frais d'exploration imputés au
       bénéfice inclus ci-dessus               27       41      153      132
    -------------------------------------------------------------------------



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
                                              Quatrième
                                              trimestre         Douze mois
    Statistiques d'exploitation              2009     2008     2009     2008
    -------------------------------------------------------------------------

    Production brute de pétrole brut
     et de liquides du gaz naturel (LGN)
    (en milliers de barils par jour)
      Cold Lake                               134      146      141      147
      Syncrude                                 82       77       70       72
      Pétrole classique                        24       27       25       27
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole
       brut                                   240      250      236      246
      Liquides du gaz naturel (LGN)
       mis en vente                             7        9        8       10
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production du pétrole
       brut et de LGN                         247      259      244      256
    -------------------------------------------------------------------------

    Production brute de gaz naturel
     (en millions de pieds cubes par jour)    298      297      295      310

    Production brute d'équivalent pétrole (a)
    (en milliers de barils d'équivalent
     pétrole par jour)                        297      309      293      308

    Production nette de pétrole brut
     et de LGN (en milliers de barils
     par jour)
      Cold Lake                               107      129      120      124
      Syncrude                                 73       68       65       62
      Pétrole classique                        18       20       20       19
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole
       brut                                   198      217      205      205
      Liquides du gaz naturel (LGN)
       mis en vente                             6        7        6        8
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole
       brut et de LGN                         204      224      211      213
    -------------------------------------------------------------------------

    Production nette du gaz naturel
     (en millions de pieds cubes par jour)    264      239      274      249

    Production nette d'équivalent pétrole (a)
    (en milliers de barils d'équivalent
     pétrole par jour)                        248      264      257      255

    Ventes de brut fluidifié de Cold Lake
     (en milliers de barils par jour)         174      190      184      191
    Ventes de LGN (en milliers de barils
     par jour)                                 12       13       10       11
    Ventes de gaz naturel
     (en millions de pieds cubes par jour)    277      291      272      288

    Moyenne des prix touchés et des prix
     de vente (en dollars canadiens)
      Prix touché pour le pétrole brut
       classique (le baril)                 69,92    56,75    60,32    95,76
      LGN (le baril)                        48,15    43,61    41,19    59,35
      Prix touché par le gaz naturel
       (le millier de pieds cubes)           4,23     7,31     4,11     8,69
      Réalisations de Syncrude (le baril)   78,64    69,21    69,69   106,61
      Pétrole lourd de l'Ouest canadien
       (le baril)                           67,68    47,73    58,67    82,96

    Débit des raffineries (en milliers
     de barils par jour)                      412      441      413      446
    Utilisation de la capacité de
     raffinage (en pourcentage)                82       88       82       89

    Ventes de produits pétroliers
     (en milliers de barils par jour)
      Essence                                 200      204      200      204
      Mazout domestique, carburant diesel
       et carburéacteur                       142      158      143      157
      Mazout lourd                             31       32       27       30
      Huiles lubrifiantes et autres produits   42       54       39       47
    -------------------------------------------------------------------------
      Ventes nettes de produits pétroliers    415      448      409      438
    -------------------------------------------------------------------------

     Ventes de produits pétrochimiques
      (en milliers de tonnes par jour)        2,9      2,2      2,8      2,8

    (a) Gaz converti en équivalent pétrole à 6 millions de pieds
        cubes = 1 millier de barils



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
                                              Bénéfice net      Bénéfice net
                                      (PGCR des États-Unis)       par action
                                           (en millions de         ordinaire
                                         dollars canadiens)      (en dollars)
    -------------------------------------------------------------------------

    2005
    Premier trimestre                                  393              0,38
    Deuxième trimestre                                 539              0,52
    Troisième trimestre                                652              0,64
    Quatrième trimestre                              1 016              1,00
    -------------------------------------------------------------------------
    Année                                            2 600              2,54
    -------------------------------------------------------------------------

    2006
    Premier trimestre                                  591              0,60
    Deuxième trimestre                                 837              0,85
    Troisième trimestre                                822              0,84
    Quatrième trimestre                                794              0,83
    -------------------------------------------------------------------------
    Année                                            3 044              3,12
    -------------------------------------------------------------------------

    2007
    Premier trimestre                                  774              0,82
    Deuxième trimestre                                 712              0,76
    Troisième trimestre                                816              0,88
    Quatrième trimestre                                886              0,97
    -------------------------------------------------------------------------
    Année                                            3 188              3,43
    -------------------------------------------------------------------------

    2008
    Premier trimestre                                  681              0,76
    Deuxième trimestre                               1 148              1,29
    Troisième trimestre                              1 389              1,57
    Quatrième trimestre                                660              0,77
    -------------------------------------------------------------------------
    Année                                            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
    -------------------------------------------------------------------------
    Année                                            1 579              1,86
    -------------------------------------------------------------------------
    

Pour voir le graphique "Facteurs influant sur le bénéfice net", veuillez cliquer http://files.newswire.ca/832/Q4_2009_Graphs_FR.JPG

SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Renseignements : Renseignements: Relations avec les investisseurs: Mark Stumpf, (403) 237-4537; Relations avec les médias: Pius Rolheiser, (403) 237-2663


FORFAITS PERSONNALISÉS

Jetez un coup d’œil sur nos forfaits personnalisés ou créez le vôtre selon vos besoins de communication particuliers.

Commencez dès aujourd'hui .

ADHÉSION À CNW

Remplissez un formulaire d'adhésion à CNW ou communiquez avec nous au 1-877-269-7890.

RENSEIGNEZ-VOUS SUR LES SERVICES DE CNW

Demandez plus d'informations sur les produits et services de CNW ou communiquez avec nous au 1‑877-269-7890.