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

POUR LES SIX MOIS TERMINÉS LE 30 JUIN 2012

CALGARY, le 26 juill. 2012 /CNW/ -

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

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

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

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

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

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

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

Faits saillants du deuxième trimestre

• Le bénéfice net s'est établi à 635 M$, par rapport à 726 M$ pour le deuxième trimestre de 2011, une baisse de 13 % alors que les résultats du secteur amont, dus principalement à l'obtention de prix plus bas pour le pétrole brut, étaient partiellement compensés par une hausse des bénéfices dans le secteur aval.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,75 $ sur une base diluée, une baisse de 13 % par rapport au deuxième trimestre de 2011.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation s'élevaient à 1 317 M$, en hausse par rapport à 656 M$ au deuxième trimestre de 2011, partiellement en raison des effets du fonds de roulement, des dépenses en immobilisations et d'exploration totalisant 1 308 M$ au cours du trimestre.
  
  
• La production brute en équivalent pétrole était en moyenne de 269 000 barils par jour, par rapport à 292 000 barils pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de production était due principalement à l'augmentation des activités d'entretien planifié à Syncrude et Cold Lake, ainsi qu'au désinvestissement d'actifs de gaz naturel complété en 2011.
  
  
• Le point sur le projet des sables pétrolifères de Kearl - À la fin du deuxième trimestre de 2012, le développement initial de Kearl était achevé à 94 %, la construction étant complétée à 88 %. Le projet progresse dans les délais, le démarrage étant prévu pour la fin de 2012. L'acheminement à Edmonton de modules construits en Corée du Sud et transitant par les États-Unis est terminé. Le réassemblage des modules et leur intégration aux installations de Kearl se poursuit.
  
  
• Le point sur le projet d'expansion de Cold Lake - À la fin du deuxième trimestre de 2012, le projet de Nabiye était achevé à 22 %. Le projet avance dans les délais, le démarrage étant prévu d'ici la fin de l'année 2014.
  
  
• Raffinerie de Dartmouth - En mai, l'Impériale a annoncé son intention de mettre sur le marché sa raffinerie et les dépôts d'approvisionnements qui y sont associés à l'intention d'acheteurs potentiels. Elle est également en train d'évaluer d'autres solutions, y compris la conversion de la raffinerie en dépôt, au cas où la vente n'aboutirait pas. Une décision devrait être prise au premier trimestre de 2013 selon les résultats des efforts de marketing.
  
  
• Financement du projet pilote de processus d'injection cyclique de solvant - En juillet, la Climate Change and Emissions Management Corporation (CCEMC) a annoncé l'octroi d'une subvention de 10 M$ pour soutenir le projet pilote de processus d'injection cyclique de solvant (PICS) de l'Impériale. Ce processus consiste à injecter un solvant organique au lieu de vapeur d'eau pour récupérer le bitume. Les émissions de gaz à effet de serre sont considérablement réduites en éliminant le besoin de vapeur. En 2011, la compagnie a engagé près de 100 M$ pour des installations pilotes en cours de construction à Cold Lake en vue d'une démonstration commerciale de grand envergure du PICS. Le démarrage est prévu pour la fin de 2013. Le financement du CCEMC est assuré par l'industrie énergétique de l'Alberta.
  
  
• Lancement d'un programme de formation pour étudiants autochtones - L'Impériale a fait un don de 1 M$ sur cinq ans pour la mise en place du Programme de formation en sciences et en technologies pour étudiants autochtones (ASTEP) à l'Université Mount Royal. Le programme ASTEP se concentrera sur la préparation d'étudiants autochtones et sur leur transition à des programmes axés sur les sciences avec pour objectif d'augmenter le nombre d'étudiants autochtones obtenant un diplôme de la Faculté des Sciences et Technologies de Mount Royal.

Deuxième trimestre de 2012 c. deuxième trimestre de 2011

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Faits saillants du premier semestre

• Le bénéfice net s'est établi à 1 650 M$, en hausse par rapport à 1 507 M$ au cours du premier semestre de 2011.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire est monté à 1,94 $, par rapport à 1,76 $ au cours de la période correspondante en 2011.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation étaient de 2 364 M$, contre 1 615 M$ au cours du premier semestre de 2011, couvrant largement les dépenses en immobilisations et frais d'exploration qui s'élevaient à 2 481 M$.
  
  
• La production brute en équivalent pétrole était en moyenne de 279 000 barils par jour, par rapport à 301 000 barils au cours du premier semestre de 2011. La baisse de production est principalement attribuable aux activités d'entretien planifié à Syncrude et au désinvestissement d'actifs de gaz naturel complété en 2011.
  
  
• Les dividendes par action déclarés au cours des deux premiers trimestres de 2012 totalisaient 0,24 $, en hausse par rapport à 0,22 $ au cours de la période correspondante en 2011.

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Premier semestre de 2012 c. premier semestre de 2011

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Des données financières et d'exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

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

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

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

 

 

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

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

 

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

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

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

 

 

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

 

 

 

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

403-237-2710