L'Impériale publie les résultats d'exploitation et financiers du troisième trimestre



    CALGARY, le 30 oct. /CNW/ - L'Impériale a déclaré aujourd'hui un bénéfice
net pour le troisième trimestre de 816 M$ (0,88 $ l'action) contre 822 M$
(0,84 l'action) pour la période correspondante de l'exercice précédent. Le
bénéfice net des neuf premiers mois de 2007 s'élève à 2 302 M$ (2,45 $
l'action) contre 2 250 M$ (2,28 $ l'action) pour les neuf premiers mois de
2006.
    Les résultats du troisième trimestre, très comparables à ceux de la
période correspondante de 2006, ont bénéficié de la hausse du prix touché pour
le pétrole brut, de l'accroissement de la production de Syncrude et de
l'évolution favorable des activités de raffinage et des stocks. L'augmentation
des gains à la cession d'actifs a aussi contribué aux résultats. Ces facteurs
ont été contrebalancés par le recul de la production de gaz naturel, de
pétrole brut classique et de liquides du gaz naturel, par la baisse du prix
obtenu pour le pétrole lourd de Cold Lake et par la contraction des marges de
raffinage dans l'ensemble du secteur. L'appréciation du dollar canadien a
aussi pesé sur les résultats.
    Les produits d'exploitation ont atteint 6 306 M$ au troisième trimestre,
contre 6 612 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Les
dépenses en immobilisations et les frais d'exploration se sont chiffrés à
245 M$ au troisième trimestre, contre 263 M$ pour le trimestre correspondant
de 2006. Pour les neuf premiers mois de 2007, les produits d'exploitation se
sont élevés à 661 M$ contre 868 M$ pour la période correspondante de
l'exercice précédent. Au cours du troisième trimestre de 2007, la compagnie a
racheté environ 12,8 millions d'actions au coût de 600 M$. Au 30 septembre, le
solde de trésorerie et des titres négociables de la compagnie s'établissait à
2 223 M$ contre 2 158 M$ à la fin de 2006.
    "Nous avons connu un solide troisième trimestre avec un niveau de
production record à Syncrude et Cold Lake. Une importante technique de
récupération des hydrocarbures à Cold Lake a aussi été mise en oeuvre. Nous
cherchons particulièrement à atténuer les coûts découlant de l'effet cumulatif
de la hausse du coût des matières à l'échelle mondiale, de la poussée du
dollar canadien et de diverses nouvelles politiques et réglementations visant
l'industrie du pétrole et du gaz. Le régime de redevances annoncé par
l'Alberta récemment s'ajoutera à ces frais et aux pressions exercées sur les
investissements", a déclaré le président du Conseil de l'Impériale, président
et chef de la direction, M. Tim Hearn.
    L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du 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 2 000 stations-service.

    Faits saillants

    Production record à Cold Lake

    La production de Cold Lake, exploitation de sables pétrolifères in situ
en propriété exclusive de la compagnie, a atteint le chiffre record de
160 000 barils par jour en moyenne, au cours du trimestre. La production a
augmenté en raison de sa nature cyclique et des volumes accrus provenant des
forages d'extension en cours.

    Première application commerciale de la technique LASER à Cold Lake

    L'application commerciale de la technique de récupération assistée par
injection de vapeur additionnée de liquide (LASER) (abréviation anglaise de
Liquid Addition to Steam for Enhanced Recovery), a débuté à Cold Lake après
plusieurs années d'essais sur le terrain. Cette technique brevetée par
l'Impériale accroît la quantité des ressources récupérables vers la fin du
cycle de production sur place. L'application de cette technique se fera selon
un rigoureux développement par étapes, de façon à ce que la compagnie profite
de l'expérience acquise en cours de route et intègre en continu les meilleures
technologies.

    Production record à Syncrude

    La quote-part de l'Impériale dans la production de Syncrude a atteint un
sommet de 94 000 barils par jour en moyenne pour le mois d'août et de
87 000 barils par jour pour le troisième trimestre. La production a augmenté
du fait de la fiabilité accrue des installations, ce qui a permis d'utiliser
davantage la capacité des installations agrandies. L'Impériale possède une
participation de 25 % dans la coentreprise d'exploitation de sables
pétrolifères Syncrude.

    L'usine chimique de l'Impériale à Sarnia reconnue pour sa Gestion
    responsable(R)

    Une récente évaluation par une équipe de représentants de l'industrie et
de la collectivité a montré que l'Impériale respecte les principes directeurs
de la Gestion responsable(R) et va même au-delà. Lancée par l'Association des
fabricants de produits chimiques du Canada (AFPCC), la Gestion responsable
exige des membres adhérents d'observer son éthique et des codes de pratique
rigoureux qui régissent la gestion sécuritaire et écologique des produits
chimiques tout au long de leur cycle de vie. Inaugurée au Canada en 1985 et
développée avec le solide apport de l'Impériale, la Gestion responsable(R)
s'étend désormais à plus de cinquante pays.

    La Gestion responsable(R) est une marque déposée de l'Association des
    fabricants de produits chimiques du Canada.

    L'Impériale investit 1 M$ dans la main-d'oeuvre future

    S'inscrivant dans la longue tradition de la compagnie d'appuyer des
initiatives éducatives et communautaires, ce don vise à mettre une technologie
de pointe à la disposition d'étudiants en instrumentation du Northern Alberta
Institute of Technology en finançant le laboratoire de contrôle des procédés
de l'Impériale. Ce laboratoire abrite du matériel de pointe conçu pour
l'industrie du pétrole et du gaz, comprenant une tour de distillation qui
simule les procédés d'une raffinerie pétrochimique. Ce don vise aussi à
promouvoir la formation d'étudiants autochtones, l'une des sources de
main-d'oeuvre qualifiée les moins utilisées du Canada.

    
                     Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

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    Faits saillants de nature financière (sans vérification)
    -------------------------------------------------------------------------
                                       Troisième           Neuf mois terminés
                                       trimestre             le 30 septembre
                                    2007        2006        2007        2006
                              ----------------------- -----------------------
    Bénéfice net (en millions
     de dollars, selon les
     PCGR des Etats-Unis)
      Ressources naturelles          607         617       1 630       1 768
      Produits pétroliers            191         149         703         410
      Produits chimiques              24          38          74         108
      Comptes non sectoriels          (6)         18        (105)        (36)
                              ----------------------- -----------------------
    Bénéfice net (selon les
     PCGR des Etats-Unis)            816         822       2 302       2 250
                              ----------------------- -----------------------

    Flux de trésorerie
     d'exploitation                1 014       1 640       2 414       2 528
    Dépenses en immobilisations
     et frais d'exploration          245         263         661         868

    Données par action
     (en dollars)
      Bénéfice net de base          0,88        0,84        2,46        2,29
      Bénéfice net dilué            0,88        0,84        2,45        2,28
      Dividendes                    0,09        0,08        0,26        0,24

      Cours de l'action - à la
       clôture le 30 septembre
      Bourse de Toronto
       (en dollars canadiens)                              49,29       37,47
      American Stock Exchange
       (en dollars américains)                             49,56       33,55
    


    -------------------------------------------------------------------------
    RAPPORT DE GESTION
    -------------------------------------------------------------------------

    RESULTATS D'EXPLOITATION
    ------------------------
    Le bénéfice net de la compagnie pour le troisième trimestre de 2007 s'est
élevé à 816 M$ (0,88 $ l'action) sur une base diluée, comparativement à    
822 M$ (0,84 $ l'action) pour la période correspondante de l'exercice
précédent. Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2007 s'est dégagé à 2 302
M$ (2,45 $ l'action) sur une base diluée, contre 2 250 M$ (2,28 $ l'action)
pour les neuf premiers mois de 2006.
    Les résultats du troisième trimestre ont peu bougé par rapport à ceux de
la période correspondante de 2006. Ils ont bénéficié d'une hausse du prix
obtenu pour le pétrole brut, qui a rapporté 60 M$, d'un accroissement de la
production de Syncrude, qui a ajouté 50 M$ environ. Les résultats ont aussi
progressé de 60 M$ environ grâce à l'évolution favorables de l'exploitation
des raffineries et des stocks, le tout ayant été en partie annulé par une
contraction des marges de raffinage dans l'ensemble du secteur. L'augmentation
des gains à la cession d'actifs, d'environ 50 M$, a aussi contribué aux
résultats. Ces facteurs positifs ont été annulés par le recul de la production
de gaz naturel, de pétrole brut classique et de liquides du gaz naturel (LGN),
qui a retranché environ 80 M$ aux résultats, et par la baisse du prix touché
pour le pétrole lourd de Cold Lake, qui a retranché environ 45 M$. Les
résultats ont en outre diminué d'environ 80 M$ par suite de l'appréciation du
dollar canadien.
    Pour les neuf premiers mois, les résultats ont augmenté en raison surtout
de retombées favorables d'environ 160 M$ consécutives à l'amélioration de
l'exploitation des raffineries, de l'élargissement des marges de raffinage et
de commercialisation dans l'ensemble du secteur, qui a rapporté 130 M$, et de
l'accroissement de la production de Syncrude, qui a ajouté 125 M$ aux
résultats. Les gains à la cession d'actifs ont également été plus élevés en
2007 de 100 M$ environ. La progression des résultats a été ralentie par le
recul de la production d'hydrocarbures classiques, qui a retranché environ
180 M$, par la hausse des frais d'exploitation et des frais liés à la
rémunération à base d'actions, qui a opéré une ponction d'environ 110 M$, et
par l'augmentation d'environ 80 M$ de la charge d'impôts. La montée du dollar
canadien a en outre retranché 80 M$ environ des résultats.

    Ressources naturelles

    Le bénéfice net tiré des ressources naturelles au troisième trimestre
s'est établi à 607 M$ en regard de 617 M$ pour la période correspondante de
2006. La production d'hydrocarbures et les prix obtenus pour ceux-ci ont eu
une incidence mixte sur les résultats. L'augmentation de la production de
Syncrude, qui a rapporté environ 50 M$, n'a pas suffi à compenser la
diminution de la production de gaz naturel, de pétrole brut classique et de
LGN, qui a retranché environ 80 M$. La hausse du prix obtenu pour le pétrole
brut, qui a ajouté environ 60 M$, a été en partie annulée par la baisse du
prix obtenu pour le pétrole lourd de Cold Lake, qui a retranché environ 45 M$.
Les résultats ont reculé d'environ 60 M$ par suite de la montée du dollar
canadien et d'environ 40 M$ du fait de la hausse des frais de production,
d'exploration et d'exploitation. Ces facteurs négatifs ont été à peu près
annulés par les gains réalisés à la cession d'actifs, qui ont rapporté environ
50 M$, et par la diminution d'environ 35 M$ de la charge d'impôts.
    Le bénéfice net des neuf premiers mois s'est établi à 1 630 M$ contre
1 768 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Les résultats
ont reculé surtout du fait de la diminution de la production de gaz naturel,
de pétrole brut classique et de LGN, qui a retranché environ 180 M$. Les
résultats ont aussi fléchi par suite de la hausse de 80 M$ de la charge
d'impôts, de l'incidence négative de la montée du dollar canadien, qui a
retranché environ 60 M$, et d'une augmentation des frais d'exploration
d'environ 40 M$. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés par la
production accrue de Syncrude, qui a ajouté 125 M$ aux résultats. La hausse du
prix du pétrole brut, qui a rapporté environ 35 M$, n'a pas suffi à compenser
la baisse du prix du gaz naturel et du pétrole lourd de Cold Lake, qui a
retranché 50 M$. Les gains à la cession d'actifs ont été supérieurs d'environ
100 M$ en 2007.
    En dollars américains, le prix du brut Brent a monté en moyenne de 8 % au
troisième trimestre par rapport au trimestre correspondant de l'exercice
précédent, et a été à peu près du même niveau pour les neuf premiers mois du
présent exercice que pour la période correspondante de l'exercice précédent.
Toutefois, en raison surtout de la montée du dollar canadien, le prix que la
compagnie a obtenu pour le pétrole brut classique n'a progressé que d'environ
2 % au troisième trimestre et a régressé d'environ 4 % pour les neuf premiers
mois par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice précédent. Le prix
moyen touché pour le pétrole lourd de Cold Lake au troisième trimestre a
fléchi d'environ 15 % par rapport au troisième trimestre de 2006, l'écart
entre les prix du brut léger et du brut lourd de Cold Lake s'étant creusé.
Pour les neuf premiers mois de 2007, le prix moyen touché pour le pétrole
lourd de Cold Lake a légèrement fléchi par rapport à la même période de 2006.
Le prix touché pour le gaz naturel s'est établi en moyenne à 5,73 $ le millier
de pieds cubes au troisième trimestre, contre 6,29 $ pour le trimestre
correspondant de l'exercice précédent. Pour les neuf premiers mois, le prix
touché pour le gaz naturel s'est élevé en moyenne à 7,11 $ le millier de pieds
cubes en 2007, contre 7,42 $ pour la période correspondante de 2006.
    La production brute de pétrole brut et de LGN au troisième trimestre a
atteint 291 000 barils par jour, contre 281 000 au troisième trimestre de
2006. Pour les neuf premiers mois du présent exercice, elle s'est établie en
moyenne à 274 000 barils par jour contre 273 000 pour la période
correspondante de 2006.
    La production brute de pétrole lourd de Cold Lake s'est élevée en moyenne
à 160 000 barils par jour au cours du troisième trimestre, contre 158 000 pour
le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Pour les neuf premiers
mois du présent exercice, elle s'est établie à 152 000 barils par jour contre
155 000 pour la période correspondante de 2006. La diminution de la production
enregistrée au cours des neuf premiers mois est attribuable à des travaux
d'entretien et à la nature cyclique de la production de Cold Lake.
    La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est
chiffrée à 87 000 barils par jour au troisième trimestre, contre 71 000 pour
la période correspondante de l'exercice précédent. Pour les neuf premiers
mois, cette quote-part s'est établie en moyenne à 76 000 barils par jour en
2007 contre 61 000 pour la période correspondante de 2006. La production tirée
de la nouvelle unité de cokéfaction a été en partie annulée par une baisse de
la production qui a fait suite à des travaux d'entretien systématiques.
    Au troisième trimestre, la production brute de pétrole classique s'est
élevée en moyenne à 28 000 barils par jour contre 31 000 pour la période
correspondante de 2006. Pour les neuf premiers mois, elle s'est établie en
moyenne à 29 000 barils par jour contre 32 000 pour la période correspondante
de 2006. Les principaux facteurs à l'origine de cette baisse ont été la
diminution naturelle du rendement des gisements du bassin de l'Ouest canadien
et l'incidence de la cession de biens producteurs.
    La production brute de LGN mise en vente s'est établie à 16 000 barils
par jour au troisième trimestre, contre 21 000 pour le trimestre correspondant
de l'exercice précédent. Au cours des neuf premiers mois de 2007, elle s'est
établie à 17 000 barils par jour contre 25 000 pour la période correspondante
de 2006, le recul s'expliquant avant tout par la diminution de la teneur en
LGN du gaz produit à Wizard Lake.
    La production brute de gaz naturel au cours du troisième trimestre de
2007 s'est chiffrée à 430 millions de pieds cubes par jour, contre
560 millions pour la période correspondante de l'exercice précédent. Pour les
neuf premiers mois de l'exercice, elle s'est établie à 482 millions de pieds
cubes contre 566 millions pour les neuf premiers mois de 2006. La baisse de la
production s'explique surtout par la diminution de la production provenant du
chapeau de gaz de Wizard Lake et par la baisse naturelle du rendement d'autres
biens producteurs dans le Bassin de l'Ouest canadien.
    Au cours du trimestre, la compagnie a enregistré un gain de 51 M$ à la
vente de sa participation dans le bien producteur Willesden Green, en Alberta,
pour un produit brut d'environ 78 M$. La quote-part de la compagnie dans la
production de la propriété Willesden Green s'est élevée en moyenne à
1 000 barils d'équivalent pétrole par jour en 2006.
    Le 25 octobre, le gouvernement albertain a proposé de majorer les taux de
redevance sur la production de pétrole et de gaz en 2009. La compagnie estime
que ce projet pourrait avoir un effet défavorable important sur ses
investissements en Alberta et ses résultats financiers futurs. L'ampleur de
l'impact dépendra de la forme définitive de la loi qui sera promulguée et des
cours futurs du pétrole et du gaz et elle ne peut être prédite de façon
raisonnable en ce moment.

    Produits pétroliers

    Le bénéfice net tiré des produits pétroliers s'est chiffré à 191 M$ pour
le troisième trimestre de 2007, en hausse de 42 M$ par rapport à la période
correspondante de l'exercice précédent. Le bénéfice a augmenté d'environ    
60 M$ par suite principalement de l'amélioration de l'exploitation des
raffineries et de l'évolution favorable des stocks, le tout en partie annulé
par la contraction des marges de raffinage dans l'ensemble du secteur.
L'appréciation du dollar canadien a en outre retranché 20 M$ environ du
bénéfice.
    Le bénéfice net des neuf premiers mois s'est établi à 703 M$, en hausse
de 293 M$ par rapport à la période correspondante de 2006. L'augmentation du
bénéfice est avant tout attribuable à l'amélioration de l'exploitation des
raffineries, notamment à la diminution des travaux d'entretien dans ces usines
et des activités liées à des projets, ce qui a ajouté 160 M$ aux résultats, et
à l'élargissement des marges de raffinage et de commercialisation dans
l'ensemble du secteur, qui a ajouté environ 130 M$.

    Produits chimiques

    Le bénéfice net tiré des produits chimiques s'est élevé à 24 M$ pour le
troisième trimestre, contre 38 M$ pour la période correspondante de l'exercice
précédent. Le recul du bénéfice est avant tout imputable à la contraction des
marges sur les produits à base de polyéthylène dans l'ensemble du secteur. Le
bénéfice net des neuf premiers mois s'est dégagé à 74 M$ contre 108 M$ pour la
période correspondante de 2006. La baisse enregistrée découle avant tout de la
contraction de la marge sur les produits à base de polyéthylène dans
l'ensemble du secteur, en partie annulée par l'élargissement de la marge sur
les produits chimiques intermédiaires et l'augmentation de leurs ventes.
L'appréciation du dollar canadien a aussi pesé sur les résultats du troisième
trimestre et des neuf premiers mois de 2007.

    Comptes non sectoriels

    Les résultats nets des comptes non sectoriels ont affiché un solde
négatif de 6 M$ pour le troisième trimestre, contre un solde négatif de 18 M$
pour la période correspondante de 2006. Pour les neuf premiers mois, les
comptes non sectoriels ont enregistré un solde négatif de 105 M$ contre 36 M$
l'exercice précédent. L'évolution défavorable des résultats est avant tout
attribuable à l'augmentation des charges liées à la rémunération à base
d'actions.

    SITUATION DE TRESORERIE ET 

SOURCES DE FINANCEMENT ------------------------------------------------- Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont élevés à 1 014 M$ au troisième trimestre de 2007, contre 1 640 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse des flux de trésorerie s'explique avant tout par l'augmentation des besoins en fonds de roulement. Depuis le début de l'exercice, les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation ont atteint 2 414 M$, en baisse de 114 M$ par rapport aux neuf premiers mois de 2006. Cette diminution est avant tout imputable à l'augmentation des besoins en fonds de roulement, contrebalancée en partie par la diminution des fonds affectés au régime de retraite des employés. Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration se sont chiffrés à 245 M$ au troisième trimestre, contre 263 M$ pour le trimestre correspondant de 2006, et à 661 M$ pour les neuf premiers mois de 2007, contre 868 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse des dépenses fait suite principalement à l'achèvement de la troisième phase d'agrandissement de l'unité de valorisation de Syncrude et à la fin du projet de fabrication de carburant diesel à très faible teneur en soufre. En 2007, dans le secteur des ressources naturelles, les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration ont servi à poursuivre les forages d'expansion et les programmes lancés à Cold Lake pour maintenir et accroître la capacité de production, à faire des forages dans les gisements classiques de l'Ouest canadien et à faire progresser les projets d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl et d'exploitation du gaz du Mackenzie. Dans le secteur des produits pétroliers, les dépenses en immobilisations ont été affectées principalement à des projets visant à accroître l'efficacité opérationnelle et à moderniser le réseau des points de vente Esso. Au cours du troisième trimestre de 2007, la compagnie a retiré à son échéance un emprunt à taux variable de 250 M$ contracté auprès d'une société liée à Exxon Mobil Corporation, pour le remplacer par un emprunt à long terme de 250 M$ à taux variable auprès d'une société liée à Exxon Mobil Corporation également, à un taux d'intérêt équivalent aux taux pratiqués sur le marché canadien. Au troisième trimestre de 2007, la compagnie a racheté environ 12,8 millions d'actions au coût de 600 M$. En vertu de l'actuel programme de rachat d'actions, lancé le 25 juin 2007, la compagnie a racheté 14 millions d'actions, et peut en racheter encore 32,5 millions d'ici au 24 juin 2008, date à laquelle le programme vient à échéance. Les dividendes en espèces versés au terme des neuf premiers mois de 2007 se sont élevés à 236 M$, alors qu'ils avaient été de 238 M$ pour la période correspondante de 2006. Le rachat d'actions a réduit le nombre d'actions en circulation et donc les paiements de dividendes. Le dividende par action versé au cours des trois premiers trimestres s'est établi à 0,26 $ contre 0,24$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Les facteurs précités ont entraîné une augmentation du solde de trésorerie et des titres négociables de la compagnie, qui s'établissaient à 2 223 M$ au 30 septembre 2007, comparativement à 2 158 M$ à la fin de 2006. INFORMATION QUANTITATIVE ET QUALITATIVE SUR LES RISQUES DE MARCHE ----------------------------------------------------------------- L'information sur les risques de marché pour les neuf mois terminés le 30 septembre 2007 ne diffère pas sensiblement de celle qui figure à la page 31 du rapport annuel de l'exercice terminé le 31 décembre 2006 et du rapport intermédiaire publié pour le trimestre terminé le 31 mars 2007, hormis pour ce qui suit : ------------------------------------------------------------------------- Sensibilité des résultats a) en millions de dollars après impôts ------------------------------------------------------------------------- Diminution (augmentation) de 0,10 $ de la valeur du dollar canadien vis-à-vis du dollar américain + (-) 400 Variation de 8,00 $ US du prix du baril de pétrole brut + (-) 320 ------------------------------------------------------------------------- La sensibilité du bénéfice net aux variations du dollar canadien vis-à-vis du dollar américain s'est réduite depuis le premier trimestre 2007 d'environ 13 M$ (après impôts) pour chaque variation de 0,01 $. Cette sensibilité réduite est avant tout attribuable à l'incidence des marges de raffinage, qui ont diminué dans l'ensemble du secteur. La sensibilité aux variations du prix du pétrole brut a diminué depuis la fin de 2006 d'environ 5 M$ (après impôts) pour chaque variation de un dollar américain. L'appréciation du dollar canadien a diminué l'incidence du prix de pétrole brut libellé en dollars américains sur les produits d'exploitation et les bénéfices de la compagnie. a) Le montant servant à illustrer l'incidence de ce facteur correspond à une variation d'environ 10 % de la valeur de la marchandise en question à la fin du premier trimestre de 2007. Chaque calcul de la sensibilité indique l'incidence sur le bénéfice net de la variation de ce facteur, après impôts et redevances, toutes choses étant égales par ailleurs. Bien que cette sensibilité s'applique aux conditions actuelles, elle pourrait ne pas varier proportionnellement en cas de fortes fluctuations ------------------------------------------------------------------------- Ce rapport peut contenir des renseignements de nature prospective. Les résultats réels peuvent différer sensiblement par suite de l'état du marché, des modifications apportées aux lois et aux politiques gouvernementales, de changements touchant les conditions et les charges d'exploitation, les calendriers des projets, le rendement de l'exploitation, la demande de pétrole et de gaz, la négociation d'ententes commerciales ou d'autres facteurs d'ordre économique et technique. ------------------------------------------------------------------------- Compagnie Pétrolière Impériale Ltée ------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------------------------------------------- ETAT CONSOLIDE DES RESULTATS (selon les PCGR des Etats-Unis, sans vérification) Neuf mois terminés en millions de dollars Troisième trimestre le 30 septembre canadiens 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Produits d'exploitation a) b) 6 306 6 612 18 372 19 002 Revenus de placement et d'autres sources 4) 124 39 331 155 ----------------------- ----------------------- TOTAL DES PRODUITS ET AUTRES REVENUS 6,430 6,651 18,703 19,157 ----------------------- ----------------------- CHARGES Exploration 19 5 90 18 Achats de pétrole brut et de produits c) 3,519 3,832 10,142 10,834 Production et fabrication 5) d) 846 772 2,580 2,619 Frais de vente et frais généraux 5) 298 276 969 891 Taxe d'accise fédérale(a) 343 336 972 954 Amortissement et épuisement 205 197 592 627 Frais de financement 6) e) 10 3 33 10 ----------------------- ----------------------- TOTAL DES CHARGES 5 240 5 421 15 378 15 953 ----------------------- ----------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES 1 190 1 230 3 325 3 204 IMPOTS SUR LES BENEFICES 374 408 1 023 954 ----------------------- ----------------------- BENEFICE NET 3) 816 822 2 302 2 250 ----------------------- ----------------------- BENEFICE NET PAR ACTION ORDINAIRE - RESULTAT DE BASE (en dollars) 9) 0,88 0,84 2,46 2,29 BENEFICE NET PAR ACTION ORDINAIRE - RESULTAT DILUE (en dollars) 9) 0,88 0,84 2,45 2,28 DIVIDENDES PAR ACTION ORDINAIRE (en dollars) 9) 0,09 0,08 0,26 0,24 a) Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation 343 336 972 954 b) Sommes remboursables par les apparentés comprises dans les produits d'exploitation 431 528 1 277 1 649 c) Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les achats de pétrole brut et de produits 893 1 088 2 440 3 071 d) Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les frais de production et de fabrication 62 35 143 104 e) Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les frais de financement 9 9 26 24 Les notes afférentes aux états financiers font partie intégrante de ces états. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée ------------------------------------------------------------------------- ETATS CONSOLIDES DES FLUX DE TRESORERIE (Selon les PCGR des Etats-Unis, sans vérification) rentrées (sorties) Neuf mois terminés en millions de dollars Troisième trimestre le 30 septembre canadiens 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- ACTIVITES D'EXPLOITATION Bénéfice net 816 822 2 302 2 250 Ajustement au titre des éléments hors trésorerie : Amortissement et épuisement 205 197 592 627 (Gain) perte à la vente d'actifs, après impôts 4) (51) (7) (152) (61) Charge d'impôts futurs et autres (12) 60 39 17 Variation de l'actif et du passif d'exploitation : Comptes débiteurs (23) 272 (255) 292 Stocks et frais payés d'avance (51) (54) (249) (263) Impôts sur les bénéfices à payer 183 284 (225) (11) Comptes créditeurs (80) 30 400 (97) Autres éléments- montant net a) 27 36 (38) (226) ----------------------- ----------------------- FLUX DE TRESORERIE LIES AUX ACTIVITES D'EXPLOITATION 1 014 1 640 2 414 2 528 ----------------------- ----------------------- ACTIVITES D'INVESTISSEMENT Acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles (226) (258) (598) (850) Produit de la vente d'actifs 82 20 268 154 Prêts à une société dans laquelle la compagnie détient une participation en actions 1 2 - - ----------------------- ----------------------- FLUX DE TRESORERIE LIES AUX ACTIVITES D'INVESTISSEMENT (143) (236) (330) (696) ----------------------- ----------------------- ACTIVITES DE FINANCEMENT Dette à court terme - net (1) - 404 72 Remboursement de la dette à long terme (251) - (906) (72) Emission d'emprunts à long terme 250 - 500 - Emission d'actions ordinaires en vertu du régime d'options sur actions 1 3 10 7 Actions ordinaires rachetées 9) (600) (468) (1 791) (1 405) Dividendes versés (84) (79) (236) (238) ----------------------- ----------------------- FLUX DE TRESORERIE LIES AUX ACTIVITES DE FINANCEMENT (685) (544) (2 019) (1 636) ----------------------- ----------------------- AUGMENTATION (DIMINUTION) DE L'ENCAISSE 186 860 65 196 ENCAISSE AU DEBUT DE LA PERIODE 2 037 997 2 158 1 661 ----------------------- ----------------------- ENCAISSE A LA FIN DE LA PERIODE 2 223 1 857 2 223 1 857 ----------------------- ----------------------- a) Comprend la cotisation aux régimes enregistrés de retraite (5) (13) (158) (369) Les notes afférentes aux états financiers font partie intégrante de ces états. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée ------------------------------------------------------------------------- BILAN CONSOLIDE (Selon les PCGR des Etats-Unis, sans vérification) Au Au 30 sept. 31 déc. en millions de dollars canadiens 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- ACTIF Actif à court terme Encaisse 2 223 2 158 Comptes débiteurs, déduction faite des créances douteuses estimatives 2 126 1 871 Stocks de pétrole brut et de produits 790 556 Matières, fournitures et frais payés d'avance 166 151 Actif d'impôts futurs 635 573 -------------------- Total de l'actif à court terme 5 940 5 309 Placements, participations et autres actifs à long terme 657 104 Immobilisations corporelles, déduction faite 22 694 22 478 de l'amortissement cumulé et de l'épuisement 12 305 12 021 -------------------- Immobilisations corporelles (montant net) 10 389 10 457 Ecart d'acquisition 204 204 Autres actifs incorporels - montant net 63 67 -------------------- TOTAL DE L'ACTIF 17 253 16 141 -------------------- PASSIF Passif à court terme Dette à court terme 575 171 Comptes créditeurs et charges à payer 8) a) 3 485 3 080 Impôts sur les bénéfices à payer 1 351 1 190 Tranche de la dette à long terme échéant à moins d'un an 7) b) 322 907 -------------------- Total du passif à court terme 5 733 5 348 Dette à long terme 7) c) 538 359 Autres obligations à long terme 8) 1 775 1 683 Charge d'impôts futurs 1 483 1 345 -------------------- TOTAL DU PASSIF 9 529 8 735 CAPITAUX PROPRES Actions ordinaires à la valeur attribuée 9) d) 1 617 1 677 Bénéfices non répartis 10) 6 815 6 462 Cumul des autres éléments du résultat étendu 11) (708) (733) -------------------- TOTAL DES CAPITAUX PROPRES 7 724 7 406 -------------------- TOTAL DU PASSIF ET DES CAPITAUX PROPRES 17 253 16 141 -------------------- a) Les comptes créditeurs et les charges à payer comprennent des sommes remboursables à des apparentés de 221 M$ (151 M$ en 2006). b) La tranche de la dette à long terme échéant à moins d'un an comprend des sommes remboursables à des apparentés de 318 M$ (500 M$ en 2006). c) La dette à long terme comprend des sommes remboursables à des apparentés de 500 M$ (318 M$ en 2006). d) Le nombre d'actions ordinaires en circulation était de 914 millions (953 millions en 2006). Les notes afférentes aux états financiers font partie intégrante de ces états. ------------------------------------------------------------------------- Approuvé par le Conseil le 30 octobre 2007 Président du Conseil, président et Contrôleur et chef de la direction vice-président principal, Finances et administration ------------------------------------------------------------------------- Compagnie Pétrolière Impériale Ltée ------------------------------------------------------------------------- NOTES AFFERENTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES (sans vérification) ------------------------------------------------------------------------- 1. Base de la présentation des états financiers Les états financiers consolidés non vérifiés ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus des Etats-Unis d'Amérique et observent les mêmes conventions comptables et méthodes de calcul que celles des derniers états financiers consolidés annuels et doivent se lire en parallèle avec ceux-ci. De l'avis de la direction, l'information fournie dans les présentes reflète les régularisations et les ajustements connus qui sont nécessaires pour obtenir une présentation fidèle de la situation financière de la compagnie au 30 septembre 2007 et au 31 décembre 2006, ainsi que des résultats d'exploitation et des variations des flux de trésorerie des neuf mois terminés les 30 septembre 2007 et 2006. Ces ajustements sont de nature récurrente. Les activités d'exploration et de production de la compagnie sont comptabilisées selon la méthode de la capitalisation du coût de la recherche fructueuse. La présentation de l'exercice précédent a fait l'objet de certains reclassements afin d'être conforme à celle de 2007. Les résultats des neuf mois terminés le 30 septembre 2007 ne sont pas nécessairement une indication des activités d'exploitation prévues pour l'ensemble de l'exercice. Tous les montants sont en dollars canadiens, sauf indication contraire. 2. Modification comptable au titre des incertitudes liées aux impôts sur les bénéfices Le 1er janvier 2007, la compagnie a adopté l'Interpretation No. 48 (le "FIN 48") intitulée Accounting for Uncertainty in Income Taxes publiée par le Financial Accounting Standards Board (FASB). Il s'agit d'une interprétation du Statement 109 du FASB intitulé Accounting for Income Taxes qui prescrit un modèle général de constatation, de mesure, de présentation et de publication, dans les états financiers, des positions fiscales incertaines que la compagnie a prises ou compte prendre dans ses déclarations fiscales. A l'adoption du FIN 48, la compagnie a constaté un gain transitoire d'environ 14 M$ dans les capitaux propres. Ce gain reflète la comptabilisation de plusieurs demandes de remboursement et des intérêts afférents, le gain étant en partie annulé par une augmentation des réserves aux fins de l'impôt. Le montant des économies d'impôts non constatées au 1er janvier 2007 s'élevait à 142 M$. Le taux d'imposition effectif de la compagnie diminuera si l'une de ces économies d'impôts est constatée ultérieurement. Les économies d'impôts non constatées dont il est question ne figureront pas dans le tableau des obligations contractuelles du formulaire annuel 10-K de la compagnie, car celle-ci ne s'attend pas à ce que le règlement final ait une incidence sur sa trésorerie, les fonds généraux déposés auprès de l'Agence du revenu du Canada (ARC) étant suffisants. Les déclarations de 2003 à 2006 de la compagnie sont examinées par le fisc. L'ARC a proposé certains ajustements aux déclarations de la compagnie pour plusieurs exercices de la période 1987 à 2002. La direction évalue actuellement les ajustements proposés. Elle estime que plusieurs questions en suspens antérieures à 2002 devraient se régler en 2007. L'incidence des économies d'impôts non constatées et leur effet sur les résultats correspondants, le cas échéant, à la suite de ces questions ne devaient pas être importants. La compagnie classe les intérêts sur les soldes liés aux impôts comme des intérêts débiteurs ou créditeurs et les pénalités fiscales comme des charges d'exploitation. 3. Résultats par secteur Ressources Produits Produits Troisièmes trimestres naturelles pétroliers chimiques en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Ventes externes a) 1 028 1 178 4 934 5 086 344 348 Ventes intersectorielles 1 227 1 090 552 570 74 87 Revenus de placement et d'autres sources 85 - 14 21 - - ----------------------------------------------- 2 340 2 268 5 500 5 677 418 435 ----------------------------------------------- CHARGES Exploration b) 19 5 - - - - Achats de pétrole brut et de produits 817 736 4 243 4 535 312 307 Production et fabrication 479 453 321 271 46 49 Frais de vente et frais généraux 2 3 251 266 19 19 Taxe d'accise fédérale - - 343 336 - - Amortissement et épuisement 141 131 59 61 4 3 Frais de financement - - - (2) - - ----------------------------------------------- TOTAL DES CHARGES 1 458 1 328 5 217 5 467 381 378 ----------------------------------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES 882 940 283 210 37 57 IMPOTS SUR LES BENEFICES 275 323 92 61 13 19 ----------------------------------------------- BENEFICE NET 607 617 191 149 24 38 ----------------------------------------------- Ventes à l'exportation aux Etats-Unis 490 585 268 233 212 193 Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 760 1 236 184 378 60 33 Dépenses en immobilisations et frais d'exploration b) 184 183 50 63 2 5 Comptes Chiffres Troisièmes trimestres non sectoriels Eliminations consolidés en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Ventes externes a) - - - - 6 306 6 612 Ventes intersectorielles - - (1 853) (1 747) - - Revenus de placement et d'autres sources 25 18 - - 124 39 ----------------------------------------------- 25 18 (1 853) (1 747) 6 430 6 651 ----------------------------------------------- CHARGES Exploration b) - - - - 19 5 Achats de pétrole brut et de produits - - (1 853) (1 746) 3 519 3 832 Production et fabrication - - - (1) 846 772 Frais de vente et frais généraux 26 (12) - - 298 276 Taxe d'accise fédérale - - - - 343 336 Amortissement et épuisement 1 2 - - 205 197 Frais de financement 10 5 - - 10 3 ----------------------------------------------- TOTAL DES CHARGES 37 (5) (1 853) (1 747) 5 240 5 421 ----------------------------------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES (12) 23 - - 1 190 1 230 IMPOTS SUR LES BENEFICES (6) 5 - - 374 408 ----------------------------------------------- BENEFICE NET (6) 18 - - 816 822 ----------------------------------------------- Ventes à l'exportation aux Etats-Unis - - - - 970 1 011 Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 10 (7) - - 1 014 1 640 Dépenses en immobilisations et frais d'exploration b) 9 12 - - 245 263 a) Comprend les ventes de pétrole brut des Produits pétroliers visant à optimiser les opérations de raffinage. b) Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration comprennent les frais d'exploration, les acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles et les ajouts aux contrats de location- acquisition. Neuf mois terminés Ressources Produits Produits les 30 septembre naturelles pétroliers chimiques en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Ventes externes a) 3 377 3 584 14 016 14 367 979 1 051 Ventes intersectorielles 2 977 2 942 1 609 1 776 247 255 Revenus de placement et d'autres sources 225 65 38 44 - - ----------------------------------------------- 6 579 6 591 15 663 16 187 1 226 1 306 ----------------------------------------------- CHARGES Exploration b) 90 18 - - - - Achats de pétrole brut et de produits 2 241 2 201 11 821 12 678 913 926 Production et fabrication 1 515 1 498 925 976 140 147 Frais de vente et frais généraux 6 10 728 751 54 58 Taxe d'accise fédérale - - 972 954 - - Amortissement et épuisement 399 443 180 172 9 9 Frais de financement 3 - 1 (2) - - ----------------------------------------------- TOTAL DES CHARGES 4 254 4 170 14 627 15 529 1 116 1 140 ----------------------------------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES 2 325 2 421 1 036 658 110 166 IMPOTS SUR LES BENEFICES 695 653 333 248 36 58 ----------------------------------------------- BENEFICE NET 1 630 1 768 703 410 74 108 ----------------------------------------------- Ventes à l'exportation aux Etats-Unis 1 512 1 540 770 725 576 608 Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 1 702 2 052 656 447 1 100 Dépenses en immobilisations et frais d'exploration b) 495 544 133 278 8 9 Total de l'actif au 30 septembre 7 923 7 325 6 889 6 429 499 489 Capital utilisé au 30 septembre 4 143 4 135 3 476 3 214 323 286 Neuf mois terminés Comptes Chiffres les 30 septembre non sectoriels Eliminations consolidés en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Ventes externes a) - - - - 18 372 19 002 Ventes intersectorielles - - (4 833) (4 973) - - Revenus de placement et d'autres sources 68 46 - - 331 155 ----------------------------------------------- 68 46 (4 833) (4 973) 18 703 19 157 ----------------------------------------------- CHARGES Exploration b) - - - - 90 18 Achats de pétrole brut et de produits - - (4 833) (4 971) 10 142 10 834 Production et fabrication - - - (2) 2 580 2 619 Frais de vente et frais généraux 181 72 - - 969 891 Taxe d'accise fédérale - - - - 972 954 Amortissement et épuisement 4 3 - - 592 627 Frais de financement 29 12 - - 33 10 ----------------------------------------------- TOTAL DES CHARGES 214 87 (4 833) (4 973) 15 378 15 953 ----------------------------------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES (146) (41) - - 3 325 3 204 IMPOTS SUR LES BENEFICES (41) (5) - - 1 023 954 ----------------------------------------------- BENEFICE NET (105) (36) - - 2 302 2 250 ----------------------------------------------- Ventes à l'exportation aux Etats-Unis - - - - 2 858 2 873 Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 55 (71) - - 2 414 2 528 Dépenses en immobilisations et frais d'exploration b) 25 37 - - 661 868 Total de l'actif au 30 septembre 2 256 2 147 (314) (482) 17 253 15 908 Capital utilisé au 30 septembre 1 273 1 111 - - 9 215 8 746 a) Comprend les ventes de pétrole brut des Produits pétroliers visant à optimiser les opérations de raffinage. b) Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration comprennent les frais d'exploration, les acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles et les ajouts aux contrats de location- acquisition. 4. Revenus de placement et d'autres sources Les revenus de placement et d'autres sources comprennent les gains et les pertes à la vente d'actifs suivants : Neuf mois terminés Troisième trimestre le 30 septembre en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Produit de la vente d'actifs 82 20 268 154 Valeur comptable des actifs vendus 10 13 57 69 ----------------------- ----------------------- Gain (perte) à la vente d'actifs, avant impôts a) 72 7 211 85 ----------------------- ----------------------- Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts a) 51 7 152 61 ----------------------- ----------------------- a) Le troisième trimestre de 2007 a donné lieu à un gain de 71 M$ (51 M$ après impôts) à la vente de la participation de la compagnie dans le bien producteur Willesden Green. 5. Avantages de retraite Les composantes du coût net des prestations constituées compris dans les postes Production et fabrication et Frais de vente et frais généraux, dans l'état consolidé des résultats, se détaillent de la façon suivante : Neuf mois terminés Troisième trimestre le 30 septembre en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Prestations de retraite : Coût des services rendus de la période 25 25 75 75 Intérêts débiteurs 62 60 185 179 Rendement prévu de l'actif des régimes (83) (75) (247) (225) Amortissement du coût des services passés 5 5 15 15 Perte actuarielle constatée 19 29 57 86 ----------------------- ----------------------- Coût net des prestations constituées 28 44 85 130 ----------------------- ----------------------- Avantages complémentaires de retraite : Coût des services rendus de la période 1 2 4 6 Intérêts débiteurs 5 6 17 18 Perte actuarielle constatée 2 2 5 6 ----------------------- ----------------------- Coût net des prestations constituées 8 10 26 30 ----------------------- ----------------------- 6. Frais de financement Neuf mois terminés Troisième trimestre le 30 septembre en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Intérêts sur la dette 18 17 51 46 Intérêts capitalisés (9) (13) (25) (37) ----------------------- ----------------------- Intérêts débiteurs nets 9 4 26 9 Autres intérêts 1 (1) 7 1 ----------------------- ----------------------- Total des frais de financement 10 3 33 10 ----------------------- ----------------------- 7. Dette à long terme Au Au 30 sept. 31 déc. 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Année Date d'échéance Taux En millions d'émission d'intérêt de dollars ------------------------------------------------------------------------- 2003 19 janvier 2008 variable - 318 2007 250 M$ échéant le 26 mai 2009 et 250 M$ échéant le 26 août 2009 a) variable 500 - ----------------- Dette à long terme 500 318 Contrats de location-acquisition 38 41 ----------------- Total de la dette à long terme b) 538 359 ----------------- a) Le 26 août 2007, la compagnie a retiré à son échéance un emprunt à taux variable de 250 M$ pour le remplacer par un emprunt à long terme de 250 M$ à taux variable contracté auprès d'une société apparentée à Exxon Mobil Corporation, à un taux d'intérêt équivalent aux taux du marché canadien. b) Ces montants ne comprennent pas la tranche de la dette à long terme de 322 M$ (907 M$ au 31 décembre 2006) échéant à moins d'un an, portée au passif à court terme. 8. Autres obligations à long terme Au Au 30 sept. 31 déc. en millions de dollars 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Avantages de retraite a) 881 1 017 Obligations à la mise hors service d'immobilisations et autres passifs environnementaux b) 441 438 Autres obligations 453 228 ---------- ---------- Total des autres obligations à long terme 1 775 1 683 ---------- ---------- a) Les obligations comptabilisées au titre des avantages de retraite comprennent aussi un montant de 55 MS dans le passif à court terme (51 M$ au 31 décembre 2006). b) Les obligations liées à la mise hors service d'immobilisations et autres passifs environnementaux comprennent aussi un montant de 97 M$ dans le passif à court terme (97 M$ au 31 décembre 2006). 9. Actions ordinaires Au Au 30 sept. 31 déc. en milliers d'actions 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Autorisées 1 100 000 1 100 000 Actions ordinaires en circulation 914 216 952 988 De 1995 à 2006, la compagnie a racheté des actions dans le cadre normal de ses activités, en vertu de douze programmes de rachat d'actions d'une durée de douze mois chacun et d'une offre d'achat par adjudication. Le 25 juin 2007, un autre programme de rachat d'actions d'une durée de douze mois a été lancé dans le cadre normal des activités qui autorise la compagnie à racheter 46,5 millions de ses actions (5 % des actions ordinaires qui étaient en circulation le 22 juin 2007), moins les actions qui seront achetées pour le régime d'épargne des employés et la caisse de retraite de la compagnie. Le résultat de ces opérations est présenté ci- dessous : En millions Exercice d'actions de dollars ------------------------------------------------------------------------- 1995 - 2005 750,1 8 635 2006 - troisième trimestre 11,5 468 - exercice complet 45,5 1 818 2007 - troisième trimestre 12,8 600 - depuis le début de l'exercice 39,4 1 791 Achats cumulatifs à ce jour 835,0 12 244 Exxon Mobil Corporation a pris part à ces programmes de manière à conserver sa participation de 69,6 % dans l'Impériale. L'excédent du coût d'achat sur la valeur attribuée des actions a été inscrit à titre de distribution de bénéfices non répartis. Le tableau qui suit présente le calcul du bénéfice net par action ordinaire : Neuf mois terminés Troisième trimestre le 30 septembre 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Bénéfice net par action ordinaire - résultat de base Bénéfice net (en millions de dollars) 816 822 2 302 2 250 Nombre moyen pondéré d'actions en circulation (en millions d'actions) 922,0 969,6 935,0 980,7 Bénéfice net par action ordinaire (dollars) 0,88 0,84 2,46 2,29 Bénéfice net par action ordinaire - résultat dilué Bénéfice net (en millions de dollars) 816 822 2 302 2 250 Nombre moyen pondéré d'actions en circulation (en millions d'actions) 922,0 969,6 935,0 980,7 Incidence des primes à base d'actions versées aux employés (en millions d'actions) 5,9 4,5 5,7 4,4 ----------------------- ----------------------- Nombre moyen pondéré d'actions en circulation, compte tenu d'une dilution (en millions d'actions) 927,9 974,1 940,7 985,1 Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) 0,88 0,84 2,45 2,28 10. Bénéfices non répartis Neuf mois terminés Troisième trimestre le 30 septembre en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Bénéfices non répartis au début de la période 6 659 5 841 6 462 5 466 Incidence cumulative d'une modification comptable 2) - - 14 - Bénéfice net de la période 816 822 2 302 2 250 Achats d'actions au-dessus de la valeur attribuée (577) (448) (1 721) (1 343) Dividendes (83) (77) (242) (235) ----------------------- ----------------------- Bénéfices non répartis à la fin de la période 6 815 6 138 6 815 6 138 ----------------------- ----------------------- 11. Résultat étendu Neuf mois terminés Troisième trimestre le 30 septembre en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Bénéfice net 816 822 2 302 2 250 Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite (amortissement exclu) - - (28) - Amortissement de l'ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite inclus dans le coût net des prestations constituées de la période 18 - 53 - ----------------------- ----------------------- Autres éléments du résultat étendu (déduction faite des impôts sur les bénéfices) 18 - 25 - ----------------------- ----------------------- Total du résultat étendu 834 822 2 327 2 250 ----------------------- ----------------------- 12. Information additionnelle consécutive à l'adoption du SFAS 158 Dans les états financiers sur Formulaire 10-K de 2006, la compagnie a constaté l'ajustement lié à l'adoption du Statement of Financial Accounting Standards No. 158 (SFAS 158), intitulé Employers' Accounting for Defined Benefit Pension and Other Post-retirement Plans, an amendment to FASB Statements No. 87, 88, 106 and 132(R), à titre d'élément du résultat étendu. Selon la directive réglementaire publiée ultérieurement, cet ajustement aurait dû être inscrit à titre d'ajustement au cumul des autres éléments du résultat étendu se terminant en 2006. Le montant inscrit par la compagnie à titre de résultat étendu pour 2006 (variations des capitaux propres non liées aux propriétaires) s'est élevé à 2 891 M$. Compte non tenu de l'ajustement négatif de 487 M$ par suite de l'adoption du SFAS 158 (qui a été déclaré séparément dans la note 6 de bas de page du Formulaire 10-K de 2006 au titre des avantages de retraite), ce montant aurait été de 3 378 M$. La compagnie modifiera la présentation du résultat étendu de 2006 en conséquence (variations des capitaux propres non liées aux propriétaires) dans les états financiers sur Formulaire 10-K de 2007. DONNEES D'EXPLOITATION (sans vérification) Neuf mois terminés Troisième trimestre le 30 septembre 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUCTION BRUTE DE PETROLE BRUT ET DE LGN (en milliers de barils par jour) Cold Lake 160 158 152 155 Syncrude 87 71 76 61 Pétrole classique 28 31 29 32 ----------------------- ----------------------- Total de la production de pétrole brut 275 260 257 248 Liquides du gaz naturel (LGN) mis en vente 16 21 17 25 ----------------------- ----------------------- Total de la production de pétrole brut et de LGN 291 281 274 273 ----------------------- ----------------------- PRODUCTION NETTE DE PETROLE BRUT ET DE LGN (en milliers de barils par jour) Cold Lake 132 127 127 128 Syncrude 72 60 64 55 Pétrole classique 21 23 22 24 ----------------------- ----------------------- Total de la production de pétrole brut 225 210 213 207 Liquides du gaz naturel (LGN) mis en vente 11 17 13 20 ----------------------- ----------------------- Total de la production de pétrole brut et de LGN 236 227 226 227 ----------------------- ----------------------- VENTE DE BRUT FLUIDIFIE DE COLD LAKE (en milliers de barils par jour) 202 201 197 203 VENTES DE LGN (en milliers de barils par jour) 16 19 20 28 GAZ NATUREL (en millions de pieds cubes par jour) Production brute 430 560 482 566 Production nette 379 503 423 505 Ventes 378 515 432 519 PRIX DE VENTE MOYENS (en dollars canadiens) Pétrole brut classique (le baril) 75,73 74,34 68,45 71,10 LGN (le baril) 45,57 40,87 44,94 40,81 Gaz naturel (le millier de pieds cubes) 5.73 6.29 7.11 7.42 Brut de référence d'Edmonton (le baril) 82,07 80,31 74,50 76,53 Pétrole lourd de Hardisty (Bow River, le baril) 56,17 59,03 52,97 53,66 DEBIT TOTAL DES RAFFINERIES (en milliers de barils par jour) 451 461 435 438 UTILISATION DE LA CAPACITE DE RAFFINAGE (en pourcentage) 90 92 86 87 VENTES DE PRODUITS PETROLIERS (en millions de litres par jour) Essence 33,8 34,1 32,6 32,5 Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur 25,2 26,0 25,8 26,3 Mazout lourd 6,2 5,1 5,0 5,0 Huiles lubrifiantes et autres produits 7,7 9,0 7,1 7,8 ----------------------- ----------------------- Ventes nettes de produits pétroliers 72,9 74,2 70,5 71,6 ----------------------- ----------------------- VENTES DE PRODUITS PETROCHIMIQUES (en milliers de tonnes par jour) 3,2 2,9 3,1 3,0 DONNEES SUR LES ACTIONNAIRES, LA NEGOCIATION ET LE RENDEMENT (sans vérification) Neuf mois terminés Troisième trimestre le 30 septembre 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- RENDEMENT DU CAPITAL UTILISE a) (sur quatre trimestres, en pourcentage) 34,4 39,1 RENDEMENT DE LA MOYENNE DES CAPITAUX PROPRES (sur quatre trimestres, en pourcentage) 40,9 47,6 COUVERTURE DES INTERETS PAR LE BENEFICE (sur quatre trimestres, nombre de fois couverts) 63,1 81,7 ACTIONNARIAT Actions en circulation (en milliers) Nombre moyen pondéré mensuellement 921 976 969 625 934 950 980 711 Au 30 septembre 914 216 962 713 Nombre d'actionnaires Au 30 septembre 13 141 13 664 COURS DE L'ACTION Bourse de Toronto (en dollars canadiens) Haut 51,90 45,20 54,70 45,20 Bas 40,86 35,33 37,40 35,33 A la clôture le 30 septembre 49,29 37,47 American Stock Exchange (en dollars américains) b) Haut 50,95 40,38 50,95 40,38 Bas 37,99 31,64 31,87 30,54 A la clôture le 30 septembre 49,56 33,55 a) Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net, exclusion faite des intérêts débiteurs après impôts, divisé par la moyenne du capital utilisé sur quatre trimestres. b) Le cours de l'action présenté est fondé sur les données regroupées sur le marché des Etats-Unis.

Renseignements :

Renseignements: Relations avec les investisseurs, Dee Brandes, (403)
237-4537; Relations avec les médias, Richard O'Farrell, (403) 237-2710


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