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

CALGARY, le 29 oct. /CNW/ -

    
                                  --------------------   --------------------
    (En millions de dollars        Troisième trimestre       Neuf mois
    canadiens, sauf indication    --------------------   --------------------
    contraire)                     2009     2008    %     2009     2008    %
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    Bénéfice net
     (PCGR des États-Unis)          547    1 389  (61)   1 045    3 218  (68)
    Bénéfice net par action
     ordinaire - compte tenu
     d'une dilution (dollars)      0,64     1,57  (59)    1,22     3,60  (66)

    Dépenses en immobilisations
     et frais d'exploration         575      360   60    1 604      930   72


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

"Le bénéfice net pour le troisième trimestre a été de 547 M$, en baisse de 61 % par rapport au troisième trimestre de 2008, mais en hausse de 162 % par rapport au deuxième trimestre de 2009. La baisse des résultats du troisième trimestre par rapport à ceux de la même période en 2008 est due principalement à une baisse des prix du pétrole brut et du gaz naturel dans le secteur amont résultant du ralentissement économique mondial. Le bénéfice net dans le secteur aval au cours du troisième trimestre de 2009 a été influé par la réduction de la demande des produits, ce qui a entraîné une contraction généralisée des marges dans le secteur aval.

Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2009 s'est établi à 1 045 M$ (1,22 $ l'action) contre 3 218 M$ (3,60 $ l'action) pour les neuf premiers mois de 2008.

La baisse continue des prix des marchandises et les marges serrées dans le secteur aval ont entraîné des défis commerciaux de taille pour ce trimestre par rapport à la même période de l'exercice précédent. L'Impériale continue de bien tenir le coup pendant le présent ralentissement économique avec des résultats qui appuient les investissements faits dans des projets de croissance de la compagnie au cours du cycle à la baisse. Notre approche éprouvée, qui consiste à nous concentrer sur les éléments de nos activités sous notre contrôle, combinée à une gestion financière prudente et des investissements de capitaux disciplinés, continuera de récompenser nos actionnaires en ces temps incertains.

L'Impériale a continué sa concentration à long terme et son approche disciplinée en matière d'investissement de capitaux. Au cours du troisième trimestre, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont augmenté à 575 M$, en hausse de 60 % par rapport à la même période pour l'exercice précédent.

Pendant les neuf premiers mois de 2009, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration étaient de 1 604 M$, une augmentation de 72 % par rapport aux neuf premiers mois de 2008. L'Impériale continue de développer son portefeuille exceptionnel de projets de croissance de la compagnie, livrant de nouvelles réserves énergétiques vitales pour la croissance économique.

Au cours des neuf premiers mois de 2009, la compagnie a versé aux actionnaires 747 M$ en espèces sous forme de dividendes se chiffrant à 257 M$ et d'actions rachetées se chiffrant à 490 M$ ".

L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du Canada et l'un des chefs de file de l'industrie pétrolière du pays. La compagnie est un principal producteur de pétrole brut et de gaz naturel et l'un des principaux raffineurs et distributeurs de pétrole du pays avec un réseau pancanadien qui compte environ 1 900 stations-service.

    
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    Faits saillants du troisième trimestre

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    -   Le bénéfice net était de 547 M$ par rapport à 1 389 M$ pendant le
        troisième trimestre de 2008 et de 209 M$ pour le deuxième trimestre
        de 2009.

    -   Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,64 $ par rapport à
        1,57 $ pour le troisième trimestre de 2008.

    -   Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation s'élevaient
        à 698 M$ par rapport à 1 635 M$ pendant la même période pour
        l'exercice précédent.

    -   Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration étaient de
        575 M$ par rapport à 360 M$ pour le troisième trimestre de 2008.

    -   La production brute de barils d'équivalent pétrole était en moyenne
        304 000 barils par jour par rapport à 310 000 barils par jour pendant
        la même période de l'exercice précédent.

    -   Mise à jour du projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl

        Après avoir reçu l'approbation du conseil d'administration pour la
        première phase du projet de Kearl en mai, la compagnie a procédé à la
        réalisation des travaux de conception technique détaillée et des
        activités d'approvisionnement et de construction avec une
        main-d'œuvre courante d'environ 3 000 employés et entrepreneurs. Le
        projet de Kearl sera développé en trois phases et pourrait produire
        par la suite plus de 300 000 barils de bitume par jour avant les
        redevances. La première phase du projet est prévue de démarrer vers
        la fin de 2012. L'Impériale détient une participation de 71 % dans ce
        projet et agit à titre d'exploitant dans le cadre de cette
        coentreprise avec ExxonMobil Canada.

    -   La production de Cold Lake dépasse le milliard de barils

        La production cumulative de pétrole lourd pour la compagnie à
        Cold Lake dans le nord-est de l'Alberta a dépassé un milliard de
        barils. Il y a seulement trois autres gisements au Canada qui ont
        atteint un tel résultat et c'est la seule exploitation in situ qui a
        réalisé cet exploit. Pendant plus de quarante ans d'exploitation à
        Cold Lake, les progrès technologiques ont triplé les taux de
        récupération tout en réduisant l'utilisation d'eau douce et la
        perturbation des sols.

    -   Agrandissement de Cold Lake

        En septembre, l'Impériale a déposé des demandes de modifications pour
        le projet Nabiye de Cold Lake (2004) antérieurement approuvé. Les
        modifications proposées au projet entraîneront une amélioration de
        l'efficacité énergétique, réduiront les émissions de gaz à effet de
        serre et de dioxyde de soufre, et limiteront l'empreinte de surface.
        L'expansion du projet Nabiye continue d'avancer, et si elle est
        entérinée, elle ajoutera environ 30 000 barils par jour de production
        provenant d'une nouvelle usine. Cette expansion permettra d'accéder à
        250 millions de barils de ressources non encore mises en valeur en ce
        qui concerne l'exploitation du pétrole lourd de Cold Lake.
    

Troisième trimestre 2009 c. troisième trimestre 2008

Le bénéfice net du secteur amont au cours du troisième trimestre s'est établi à 439 M$ contre 999 M$ pour la période correspondante en 2008. La baisse des résultats est principalement attribuable à une baisse des prix du pétrole brut et du gaz naturel d'environ 950 M$ résultant du ralentissement économique mondial. La baisse des prix obtenus a été partiellement compensée par l'impact d'une baisse des coûts des redevances découlant de la baisse des prix des marchandises d'environ 200 M$, d'une baisse du dollar canadien d'environ 115 M$ et d'une baisse des coûts de l'énergie d'environ 95 M$.

Le prix moyen en dollars américains du brut Brent, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 68,29 $ le baril au troisième trimestre, en baisse d'environ 41 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut classique canadien a suivi les tendances des prix mondiaux en diminuant de quelque 43 % au troisième trimestre, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

La production de pétrole lourd de Cold Lake a également régressé d'environ 40 % au troisième trimestre de 2009, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette baisse était inférieure à celle du brut plus léger, principalement attribuable à l'écart qui s'est rétréci entre les prix du pétrole brut léger et du pétrole lourd de Cold Lake.

Le prix moyen que la compagnie a obtenu pour le gaz naturel s'est établi en moyenne à 2,90 $ le millier de pieds cubes au troisième trimestre, contre 9,20 $ pour le même trimestre de l'exercice précédent.

La production brute de pétrole lourd de Cold Lake s'est établie en moyenne à 145 000 barils par jour pour le troisième trimestre, contre 143 000 barils pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La nature cyclique de la production de Cold Lake et une baisse des travaux d'entretien ont contribué principalement à accroître la production au cours du troisième trimestre de 2009.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie à 78 000 barils par jour pour le troisième trimestre contre 79 000 barils pour le troisième trimestre de 2008.

Pour le troisième trimestre, la production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 25 000 barils par jour et cette production était pratiquement la même pour la période correspondante de 2008.

La production brute de gaz naturel du troisième trimestre de 2009 a reculé pour se situer à 291 millions de pieds cubes par jour contre 309 millions de pieds cubes pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de la production est avant tout le résultat de la diminution naturelle du gisement.

Dans le secteur aval, le bénéfice net s'est élevé à 62 M$ pour le troisième trimestre de 2009, en regard de 270 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Par rapport à la période correspondante de 2008, les résultats du troisième trimestre de 2009 ont subi un recul par la réduction de la demande des produits, ce qui a entraîné une contraction généralisée des marges d'environ 160 M$ dans le secteur aval. Les marges sectorielles en Amérique du Nord au cours du troisième trimestre de 2008 ont été considérablement plus élevées en raison de l'ouragan Gustave dans le golfe du Mexique. Les résultats étaient également inférieurs en 2009 en raison d'un recul du volume des ventes attribuable au ralentissement économique.

Le bénéfice net tiré des produits chimiques s'est élevé à 19 M$ pour le troisième trimestre, par rapport à 38 M$ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les résultats étaient plus bas pour le trimestre principalement à cause de la compression des marges sur les produits à base de polyéthylène.

Le résultat net des comptes non sectoriels était de 27 M$ pour le troisième trimestre, contre 82 M$ pour la période correspondante de 2008. La baisse des résultats au cours du troisième trimestre s'explique essentiellement par la modification des charges liées à la rémunération à base d'actions.

Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation a été utilisé pour financer des projets d'expansion tels que le projet de Kearl. La compagnie continuera d'évaluer son programme de rachat d'actions dans le contexte de l'ensemble de ses activités d'investissement.

Pour le troisième trimestre de 2009, la compagnie a accumulé 68 M$ en espèces tout en finançant les besoins croissants de son programme d'immobilisations à partir des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation.

    
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    Neuf premiers mois 2009 c. neuf premiers mois 2008

    Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2009 s'est établi à 1 045 M$
    (1,22 $ l'action, compte tenu d'une dilution) contre 3 218 M$ (3,60 $
    l'action) pour les neuf premiers mois de 2008.

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    Points saillants des neuf premiers mois

    -   Le bénéfice net s'est chiffré à 1 045 M$ contre 3 218 M$ au cours des
        neuf premiers mois de 2008.

    -   Le bénéfice net par action ordinaire a baissé à 1,22 $ contre 3,60 $
        au cours de la même période en 2008.

    -   Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation s'est
        chiffré à 664 M$ contre 3 351 M$ pour la période correspondante en
        2008.

    -   Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
        élevées à 1 604 M$, en hausse de 72 %.

    -   La production brute de barils d'équivalent pétrole était en moyenne
        292 000 barils par jour par rapport à 309 000 barils par jour pendant
        les neuf premiers mois de 2008.

    -   En 2009, la compagnie a versé aux actionnaires 747 M$ en espèces sous
        forme de dividendes et d'actions rachetées contre 2 048 M$ en 2008.

    -   Le dividende par action déclaré pour les trois premiers trimestres de
        2009 a totalisé 0,30 $, en regard de 0,28 $ pour la même période de
        2008.
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Le bénéfice net des neuf premiers mois pour le secteur amont s'est établi à 833 M$ contre 2 587 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse des prix du pétrole brut et du gaz naturel a donné lieu à des reculs d'environ 3 000 M$ par rapport aux neuf premiers mois de 2008. Les résultats témoignent aussi d'une baisse de la production cyclique du pétrole lourd de Cold Lake d'environ 50 M$, d'un recul de la production de Syncrude qui a représenté une ponction d'environ 30 M$ et d'une baisse de la production de pétrole classique en raison de la diminution prévisible du rendement des gisements, qui a retranché environ 30 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une baisse des redevances due à la chute du prix des marchandises d'environ 750 M$ et à l'impact d'une baisse du dollar canadien d'environ 590 M$.

Le prix moyen en dollars américains du brut Brent, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 57,26 $ le baril au cours des neuf premiers mois de 2009, en baisse d'environ 48 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut classique canadien a suivi les tendances des prix mondiaux en diminuant de quelque 47 % au cours des neuf premiers mois de l'année, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

La production de pétrole lourd de Cold Lake a également régressé d'environ 40 % pour les trois premiers trimestres de 2009, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette baisse était inférieure à celle du brut plus léger, principalement attribuable à l'écart qui s'est rétréci entre les prix du pétrole brut léger et du pétrole lourd de Cold Lake.

Le prix touché pour le gaz naturel a été en moyenne de 4,07 $ le millier de pieds cubes au cours des neuf mois de 2009, contre 9,16 $ pour la période correspondante de 2008.

Pour les neuf premiers mois, la production brute de pétrole lourd de la compagnie à Cold Lake a atteint 144 000 barils par jour cette année, contre 147 000 barils pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de la production au cours des neuf premiers mois était principalement due à la nature cyclique de la production de Cold Lake.

Au cours des neuf premiers mois de 2009, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie en moyenne à 66 000 barils par jour en regard de 71 000 barils en 2008. Les activités d'entretien systématique au premier semestre de 2009, qui comprenaient des modifications de conception pour améliorer la performance opérationnelle à long terme, ont contribué à la baisse de production au cours des neuf premiers mois de 2009.

Pour les neuf premiers mois de 2009, la production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 25 000 barils par jour et cette production était pratiquement la même pour la période correspondante de 2008.

Pour les neuf premiers mois de l'exercice en cours, la production brute de gaz naturel s'est établie à 294 millions de pieds cubes par jour, contre 315 millions pour les neuf premiers mois de 2008. La baisse de la production est avant tout le résultat de la diminution naturelle du gisement.

Le bénéfice net des neuf premiers mois pour le secteur aval s'est chiffré à 226 M$ par rapport à 539 M$ en 2008. Les résultats des neuf premiers mois de 2008 comprenaient un gain de 187 M$ réalisé à la cession de la participation dans Rainbow Pipe Line. Les résultats de 2009 ont également subi un recul en raison d'une contraction généralisée des marges d'environ 90 M$ dans le secteur aval et d'un recul des ventes d'environ 60 M$ dû au ralentissement économique. L'accroissement des activités d'entretien systématique dans les raffineries a également influé sur les résultats par un recul de 30 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par l'impact favorable d'une baisse du dollar canadien d'environ 65 M$.

Le bénéfice net des neuf premiers mois pour les produits chimiques s'est chiffré à 30 M$ par rapport à 72 M$ en 2008. Les résultats de 2009 ont souffert de la lenteur de l'économie avec la contraction généralisée des marges et le recul des ventes.

Pour les neuf premiers mois de 2009, le résultat net des comptes non sectoriels a été un solde négatif de 44 M$ contre 20 M$ pour l'exercice précédent. L'évolution défavorable des résultats au cours des neuf premiers mois de 2009 s'explique essentiellement par la hausse des charges liées à la rémunération à base d'actions et la baisse des intérêts créditeurs résultant de rendements plus faibles des soldes de trésorerie.

Au cours des neuf premiers mois de 2009, la compagnie a racheté environ 12 millions d'actions contre 490 M$, y compris des actions achetées d'ExxonMobil.

Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation a été utilisé pour financer des projets d'expansion tels que le projet de Kearl.

Des données financières et opérationnelles clés suivent.

Veuillez visiter http://files.newswire.ca/57/Q3_2009_Graphs_FR.jpg pour des graphiques des facteurs influant sur le bénéfice net.

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 du projet; 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
                           TROISIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
    (En millions de dollars                   Troisième
    canadiens, sauf indication                trimestre         Neuf mois
    contraire)                               2009     2008     2009     2008
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
      Total des produits et des autres
       revenus                              5 561    9 515   15 534   25 637
      Total des charges                     4 802    7 558   14 079   21 132
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice avant impôts sur les
       bénéfices                              759    1 957    1 455    4 505
      Impôts sur les bénéfices                212      568      410    1 287
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice net (PCGR des États-Unis)      547    1 389    1 045    3 218
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net par action ordinaire
     (en dollars)                            0,64     1,57     1,23     3,62
    Bénéfice net par action ordinaire
     - compte tenu d'une dilution
     (en dollars)                            0,64     1,57     1,22     3,60

    Gain/(perte) à la vente d'actifs,
     après impôts                               -        2       26      203

    Total de l'actif au 30 septembre                         16 822   18 627

    Dette totale au 30 septembre                                140      143
    Couverture des intérêts par le bénéfice
     (roulant sur quatre trimestres,
     nombre de fois couverts)                                 248,3    265,7

    Autres obligations à long terme au
     30 septembre                                             2 219    1 879

    Capitaux propres au 30 septembre                          9 410    9 050
    Capital utilisé au 30 septembre                           9 587    9 234
    Rendement du capital moyen utilisé a)
     (roulant sur quatre trimestres, %)                        18,5     48,2

    Dividendes sur actions ordinaires
      Total                                    85       88      255      249
      Par action ordinaire (en dollars)      0,10     0,10     0,30     0,28

    Millions d'actions ordinaires en
     circulation
      Au 30 septembre                                         847,6    869,7
      Moyenne - compte tenu d'une
       dilution                             854,9    883,8    857,5    894,8

    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 quatre trimestres.
    -------------------------------------------------------------------------



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           TROISIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
                                               Troisième
                                               trimestre         Neuf mois
    (En millions de dollars canadiens)       2009     2008     2009     2008
    -------------------------------------------------------------------------

    Total de la trésorerie et équivalents
     en espèces                               458    1 933      458    1 933

    Bénéfice net                              547    1 389    1 045    3 218
    Ajustement au titre d'éléments hors
     trésorerie :
      Amortissement et épuisement             194      188      584      550
      (Gain) perte à la vente d'actifs          -       (4)     (32)    (236)
      Charges d'impôts futurs et autres        (6)     137      (49)    (105)
    Variations de l'actif et du passif
     d'exploitation                           (37)     (75)    (884)a)   (76)
    -------------------------------------------------------------------------
    Flux de trésorerie liés aux activités
     d'exploitation                           698    1 635      664    3 351
    -------------------------------------------------------------------------

    Flux de trésorerie liés aux activités
     d'investissement                        (545)    (307)  (1 431)    (581)
      Ventes des filiales, investissements
       et immobilisations corporelles           8       19       45      260

    Flux de trésorerie liés aux activités
     de financement                           (85)    (690)    (749)  (2 045)
    -------------------------------------------------------------------------

    a)  Le calendrier des paiements d'impôts sur les bénéfices a eu une
        incidence négative sur le cumul annuel de 2009 des flux de trésorerie
        liés aux activités d'exploitation.



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           TROISIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
                                              Troisième
                                              trimestre         Neuf mois
    (En millions de dollars canadiens)       2009     2008     2009     2008
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
      Amont                                   439      999      833    2 587
      Aval                                     62      270      226      539
      Chimique                                 19       38       30       72
      Comptes non sectoriels                   27       82      (44)      20
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice net (PCGR des États-Unis)      547    1 389    1 045    3 218
    -------------------------------------------------------------------------

    Produits d'exploitation par secteur
      Amont                                   921    1 692    2 560    4 977
      Aval                                  4 380    7 393   12 217   19 223
      Chimique                                246      393      684    1 127
    -------------------------------------------------------------------------
      Produits d'exploitation               5 547    9 478   15 461   25 327
    -------------------------------------------------------------------------

    Frais de production et de fabrication
      Amont                                   549      671    1 825    1 927
      Aval                                    313      369    1 049    1 097
      Chimique                                 47       52      142      159
    -------------------------------------------------------------------------
      Frais de production et de
       fabrication                            909    1 092    3 016    3 183
    -------------------------------------------------------------------------

    Dépenses en immobilisations et
     frais d'exploration
      Amont                                   504      288    1 422      755
      Aval                                     64       67      167      162
      Chimique                                  6        3       12        7
      Comptes non sectoriels                    1        2        3        6
    -------------------------------------------------------------------------
      Dépenses en immobilisations et
       frais d'exploration                    575      360    1 604      930
    -------------------------------------------------------------------------

      Frais d'exploration imputés au
       bénéfice inclus ci-dessus               21       34      126       91
    -------------------------------------------------------------------------



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           TROISIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
                                              Troisième
                                              trimestre         Neuf mois
    Statistiques d'exploitation              2009     2008     2009     2008
    -------------------------------------------------------------------------

    Production brute de pétrole brut
     et de LGN (en milliers de barils
     par jour)
      Cold Lake                               145      143      144      147
      Syncrude                                 78       79       66       71
      Pétrole classique                        25       27       25       27
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole
       brut                                   248      249      235      245
      Liquides du gaz naturel (LGN)
       mis en vente                             7        9        8       11
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole
       brut et de LGN                         255      258      243      256
    -------------------------------------------------------------------------

    Production brute de gaz naturel
     (en millions de pieds cubes par jour)    291      309      294      315

    Production brute d'équivalent pétrole a)
    (en milliers de barils d'équivalent
     pétrole par jour)                        304      310      292      309

    Production nette de pétrole brut
     et de LGN (en milliers de barils
     par jour)
      Cold Lake                               116      117      124      122
      Syncrude                                 67       66       62       60
      Pétrole classique                        19       20       21       19
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole
       brut                                   202      203      207      201
      Liquides du gaz naturel (LGN)
       mis en vente                             6        7        6        9
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole
       brut et de LGN                         208      210      213      210
    -------------------------------------------------------------------------

    Production nette de gaz naturel
     (en millions de pieds cubes par jour)    295      248      278      254

    Production nette d'équivalent pétrole a)
    (en milliers de barils d'équivalent
     pétrole par jour)                        257      251      259      252

    Ventes de brut fluidifié de Cold Lake
     (en milliers de barils par jour)         185      180      187      191
    Ventes de LGN (en milliers de barils
     par jour)                                  9        8        9       11
    Ventes de gaz naturel
     (en millions de pieds cubes par jour)    269      286      270      287

    Moyenne des prix touchés et des prix
     de vente (en dollars canadiens)
      Prix touché pour le pétrole brut
       classique (le baril)                 65,29   114,58    57,30   108,89
      LGN (le baril)                        36,24    78,21    38,14    65,70
      Prix touché pour le gaz naturel
      (le millier de pieds cubes)            2,90     9,20     4,07     9,16
      Réalisations de Syncrude (le baril)   73,27   127,34    65,95   120,30
      Pétrole lourd de l'Ouest canadien
       (le baril)                           63,74   103,94    55,67    94,70

    Débit des raffineries (en milliers
     de barils par jour)                      417      468      414      448
    Utilisation de la capacité de
     raffinage (en pourcentage)                83       93       82       89

    Ventes de produits pétroliers
     (en milliers de barils par jour)
      Essence                                 204      210      200      203
      Mazout domestique, carburant diesel
       et carburéacteur                       138      160      143      157
      Mazout lourd                             22       32       26       29
      Huiles lubrifiantes et autres
       produits                                43       51       39       46
    -------------------------------------------------------------------------
      Ventes nettes de produits pétroliers    407      453      408      435
    -------------------------------------------------------------------------

    Ventes de produits pétrochimiques
     (en milliers de tonnes par jour)         2,8      2,8      2,8      3,0

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



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           TROISIÈME TRIMESTRE 2009

    -------------------------------------------------------------------------
                                              Bénéfice net      Bénéfice net
                                     (PCGR 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
    -------------------------------------------------------------------------

    Pour voir le graphique "Facteurs influant sur le bénéfice net", veuillez cliquer http://files.newswire.ca/706/Q3_2009_Graphs_FR.jpg
    

SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Renseignements : Renseignements: Relations avec les investisseurs: Mark Stumpf, Relations avec les investisseurs, (403) 237-4537; Relations avec les médias: Gordon Wong, Affaires publiques, (403) 237-2710


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