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

CALGARY, le 31 janv. /CNW/ -

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                                 Quatrième trimestre         Douze mois
    (en millions de dollars,    ---------------------- ----------------------
     sauf indication contraire)   2010    2009      %    2010    2009      %
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    Bénéfice net (PCGR des
     États-Unis)                   799     534     50   2 210   1 579     40
    Bénéfice net par action
     ordinaire - compte tenu
     d'une dilution (dollars)     0,94    0,62     50    2,59    1,84     40

    Dépenses en immobilisations
     et frais d'exploration      1 065     834     28   4 045   2 438     66
    >>

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

"L'accent de l'Impériale sur l'excellence d'exploitation a généré de solides résultats atteignant 799 M$ au quatrième trimestre, soit 0,94 $ par action, en hausse par rapport à 534 M$ au quatrième trimestre de 2009. L'augmentation des résultats de 50 % découle principalement de l'élargissement des marges dans le secteur aval, d'une hausse du prix du pétrole brut et de l'amélioration des opérations de raffinage. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet de change défavorable de la montée du dollar canadien. Une solide performance opérationnelle dans tous les secteurs d'activité nous a permis d'obtenir de meilleurs prix pour le pétrole brut dans le secteur amont et de meilleures marges sur les marchés des produits pétroliers.

Les résultats pour les douze mois de 2010 se sont élevés à 2 210 M ou 2,59 $ l'action, en hausse par rapport à 1 579 M$ pour les douze mois de 2009, soit une augmentation de 40 %.

Notre approche commerciale uniforme à long terme et notre stratégie d'investissement rigoureuse continueront à placer l'Impériale dans une position de croissance sans compromettre la performance commerciale de base. En 2010, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont atteint le chiffre de 4 G$, en hausse de 66 % par rapport à l'exercice précédent, dont un investissement continu dans le projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl. Les dépenses en immobilisations au quatrième trimestre ont été financées en quasi-totalité par le biais de fonds autogénérés."

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    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 Canada et le détenteur d'une importante
    part du marché des produits pétroliers, vendus par un réseau
    d'approvisionnement pancanadien qui comprend près de 1 850
    stations-service.
    >>

Faits saillants du quatrième trimestre

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    -   Le bénéfice net s'est établi à 799 M$ contre 534 M$ pour le quatrième
        trimestre de 2009, soit une augmentation de 50 % ou 265 M$.

    -   Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,94 $, soit une
        augmentation de 50 % par rapport au quatrième trimestre de 2009.

    -   Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation était
        de 1 004 M$ comparativement à 927 M$ pour la période correspondante
        de l'exercice précédent où des changements dans le fonds de roulement
        avaient également contribué au flux de trésorerie.

    -   Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
        élevées à 1 065 M$, en hausse de 28 % par rapport au quatrième
        trimestre de 2009, résultant de la progression du projet
        d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl et des autres projets
        de croissance.

    -   La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole
        était de 302 mille barils par jour comparativement à 297 mille barils
        par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent. La
        hausse des volumes de production au quatrième trimestre était due
        avant tout à la hausse de la production de bitume de Cold Lake
        résultant de la fiabilité accrue des installations et de la nature
        cyclique de la production à Cold Lake.

    -   Performance en matière de sécurité - Dans le cadre de sa quête
        incessante d'un milieu de travail sans accident, l'Impériale a de
        nouveau récolté les meilleurs résultats jamais obtenus en ce qui a
        trait à la performance en matière de sécurité des employés et des
        résultats proches des meilleurs du côté des entrepreneurs. Le système
        de gestion de l'intégrité opérationnelle (SGIAO) de la compagnie
        apporte une approche rigoureuse et systématique à la gestion de la
        sécurité, de la santé, de l'environnement et des risques de sécurité
        dans tous les aspects de ses activités.

    -   Recherche sur les résidus des sables pétrolifères - L'Impériale
        collaborera avec Ressources naturelles Canada, Shell Canada, Suncor
        Energy, Syncrude Canada, Teck Resources et Total E&P Canada pour
        faire avancer la gestion des résidus. Les entreprises ont convenu de
        partager les technologies et la recherche existantes et de participer
        à l'avenir à un plan de recherche et de développement coordonné pour
        accélérer le rythme de remise en état des gisements de sables
        pétrolifères.

    -   Le point sur le projet de sables pétrolifères de Kearl - À Kearl, la
        phase de développement originale est achevée à plus de 50 % et
        progresse selon le calendrier établi vers un lancement projeté en
        2012. Le taux de production pour la mise en valeur initiale démarrera
        à environ 110 mille barils par jour.

    -   Le point sur le projet gazier du Mackenzie - L'Office national de
        l'énergie a annoncé son approbation des plans de construction et
        d'exploitation du projet, moyennant l'approbation du cabinet fédéral
        et le respect de 264 conditions dans des domaines comme l'ingénierie,
        la sécurité et la protection de l'environnement.

    -   Le point sur Horn River - L'Impériale a amorcé son programme d'hiver
        2011 qui comprend le forage de puits exploratoires et le début du
        projet pilote de forage d'une plateforme multi-puits horizontale pour
        évaluer la productivité des puits à plus long terme. L'Impériale a
        également augmenté ses actifs fonciers, portant les avoirs de la
        coentreprise à 346 000 acres nettes, soit l'un des actifs fonciers
        les plus importants de l'industrie dans la région.

    -   De gros volumes pour le Marketing des carburants - Le volume total
        des ventes au détail de carburant en 2010 a été le plus élevé de
        l'histoire de la compagnie, surpassant le record précédent établi en
        2009. La croissance des ventes a été observée dans le réseau
        propriété de la compagnie et dans celui de la vente en gros de
        marque. De plus, la division Aviation a également atteint un record
        de ventes en 2010.

    -   Dépenses en immobilisations et frais d'exploration - Les flux de
        trésorerie générés par les activités de l'Impériale ont permis de
        financer un montant de 4 G$ de dépenses en immobilisations et frais
        d'exploration en 2010, y compris la poursuite de l'investissement
        dans le projet de sables pétrolifères de Kearl. Les dépenses en
        immobilisations et frais d'exploration prévues pour 2011 se chiffrent
        entre 4,0 et 4,5 G$ et la compagnie s'attend à investir de 35 à
        40 G$ environ en projets de croissance au cours de la prochaine
        décennie.

    -   Contribution aux communautés canadiennes - L'Impériale a contribué
        15 M$ aux communautés canadiennes en 2010, dont une partie consacrée
        au lancement du programme emblématique de l'Impériale Indigenous
        Women in Community Leadership. Le programme appuie les femmes leaders
        des Premières nations, des Métis et des Inuits au Canada dans leur
        poursuite du développement communautaire et de l'indépendance
        économique.
    >>

Quatrième trimestre de 2010 c. quatrième trimestre de 2009

Le bénéfice net de la compagnie pour le quatrième trimestre de 2010 s'est élevé à 799 M$, soit 0,94 $ par action sur une base diluée, contre 534 M$ ou 0,62 $ l'action, pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Les résultats du quatrième trimestre étaient plus élevés que ceux du même trimestre en 2009 avec des améliorations dans tous les secteurs d'activité. Les résultats plus élevés du quatrième trimestre étaient principalement attribuables à de plus fortes marges dans le secteur aval de 160 M$, une montée des prix du pétrole brut dans le secteur amont d'environ 80 M$ et une amélioration des opérations de raffinage d'environ 65 M$. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet de change défavorable de la montée du dollar canadien d'environ 85 M$.

Le bénéfice net réalisé dans le secteur amont au cours du quatrième trimestre s'est établi à 526 M$, en hausse de 35 M$ par rapport à la période correspondante en 2009. Les résultats ont bénéficié de la montée des prix du pétrole brut d'environ 80 M$, incluant l'effet défavorable de 35 M$ des problèmes de fiabilité des pipelines de tierce partie, et de l'augmentation de la production de bitume de Cold Lake d'environ 60 M$. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet de change défavorable de la montée du dollar canadien d'environ 55 M$, la baisse de production à Syncrude d'environ 20 M$ attribuable aux activités d'entretien systématique, et la hausse des redevances découlant d'une hausse du prix des marchandises d'environ 15 M$.

Le prix moyen du brut Brent était de 86,49 $ US le baril au quatrième trimestre, en hausse d'environ 16 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix moyen que la compagnie a touché sur les ventes du pétrole brut classique canadien et du pétrole brut synthétique de Syncrude a aussi augmenté. Cependant, le prix moyen que la compagnie a touché sur les ventes de bitume était légèrement plus bas au quatrième trimestre de 2010 par rapport à 2009, reflétant un élargissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake, attribuable en partie aux interruptions de service des pipelines de tierce partie.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 147 mille barils par jour pendant le quatrième trimestre, en hausse par rapport à 134 mille barils pour la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse de production était due à la fiabilité accrue des installations ainsi qu'à la nature cyclique de la production à Cold Lake.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au quatrième trimestre s'est élevée à 79 mille barils par jour contre 82 mille barils pour le quatrième trimestre de 2009. La légère baisse de la production s'explique surtout par les activités d'entretien systématique qui ont commencé en septembre 2010 et qui ont été achevées avec succès au cours du quatrième trimestre 2010.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 24 mille barils par jour pour le quatrième trimestre, inchangée par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

La production brute de gaz naturel au cours du quatrième trimestre de 2010 s'est établie à 275 millions de pieds cubes par jour, légèrement en baisse par rapport à 298 millions de pieds cubes pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de production est principalement attribuable à la diminution naturelle du rendement des gisements.

Le bénéfice net du secteur aval était de 266 M$ au quatrième trimestre de 2010, une augmentation de 214 M$ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les résultats ont bénéficié de l'élargissement généralisé des marges d'environ 160 M$, de l'amélioration des activités de raffinage d'environ 65 M$ ainsi que d'une augmentation des ventes d'environ 15 M$. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet défavorable de la montée du dollar canadien d'environ 30 M$.

Le bénéfice net pour les produits chimiques s'est élevé à 25 M$ pour le quatrième trimestre, en hausse de 9 M$ en regard de la même période de l'exercice précédent. L'élargissement des marges sectorielles sur le polyéthylène et les produits intermédiaires a été le principal facteur à l'origine de l'augmentation.

Le résultat net des comptes non sectoriels était de moins 18 M$ pour le quatrième trimestre, contre moins 25 M$ pour la période correspondante de 2009.

Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont élevés à 1 004 M$ pour le quatrième trimestre de 2010 par rapport à 927 M$ pour la période correspondante de 2009. L'augmentation des flux de trésorerie découle avant tout de l'augmentation des bénéfices en partie compensée par les effets du fonds de roulement.

Les fonds affectés aux activités d'investissement se sont chiffrés à 992 M$ au quatrième trimestre, contre 785 M$ par rapport à la période correspondante de 2009. Les ajouts à la propriété, aux installations et au matériel se chiffraient à 1 045 M$ au quatrième trimestre par rapport à 807 M$ pendant le même trimestre de 2009. Dans le secteur amont, les dépenses ont été affectées principalement à l'appui du projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl. Les autres investissements comprenaient des forages d'extension à Cold Lake, des forages exploratoires à Horn River ainsi que des projets environnementaux à Syncrude.

Au cours du quatrième trimestre, la compagnie a augmenté son niveau d'endettement de 300 M$ en utilisant des facilités de prêt existantes.

Le solde de trésorerie de la compagnie s'établissait à 267 M$ au 31 décembre 2010, contre 513 M$ à la fin de 2009.

Points saillants sur 12 mois

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    -   Le bénéfice net pour 2010 était de 2 210 M$, en hausse par rapport à
        1 579 M$ en 2009.

    -   Le bénéfice net par action ordinaire pour 2010 a augmenté à 2,59 $
        par rapport à 1,84 $ en 2009.

    -   Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation était
        de 3 207 M$, plus du double des 1 591 M$ générés en 2009.

    -   Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
        élevées à 4 045 M$, en hausse de 66 %, à l'appui du projet
        d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl et des autres projets
        de croissance.

    -   La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole
        était de 294 mille barils par jour, en légère hausse par rapport à
        293 mille barils par jour en 2009.

    -   Le dividende par action déclaré en 2010 a totalisé 0,43 $, en hausse
        par rapport à 0,40 $ en 2009.

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Les douze mois de 2010 c. les douze mois de 2009

Le bénéfice net pour 2010 s'est établi à 2 210 M$, soit 2,59 $ par action sur une base diluée, contre 1 579 M$ ou 1,84 $ l'action pour les 12 mois de 2009.

L'augmentation des résultats pour l'année 2010 était due principalement à l'incidence des prix plus élevés des marchandises dans le secteur amont d'environ 880 M$, l'amélioration des opérations de raffinage et la diminution des activités d'entretien des raffineries totalisant environ 145 M$, l'augmentation de la production de bitume de Cold Lake d'environ 90 M$, l'amélioration de la production de Syncrude d'environ 70 M$, et des ventes et des marges plus élevées dans le secteur aval d'environ 35 M$ et 30 M$ respectivement. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet de change défavorable de la montée du dollar canadien d'environ 410 M$ et la hausse des redevances découlant d'une hausse du prix des marchandises d'environ 255 M$. En 2010, les gains provenant de la vente d'immobilisations hors exploitation dépassaient ceux de l'exercice précédent d'environ 40 M$.

Le bénéfice net réalisé dans le secteur amont était de 1 764 M$, en hausse de 440 M$ par rapport à 2009. La hausse des prix du pétrole brut et du gaz naturel en 2010 a augmenté les revenus, contribuant environ 880 M$ à la hausse des résultats. Les résultats ont également été favorisés par une augmentation de la production de bitume de Cold Lake d'environ 90 M$ et une plus forte production à Syncrude, reflétant une amélioration de la fiabilité, d'environ 70 M$. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet de la montée du dollar canadien d'environ 320 M$ et des coûts de redevances plus élevés dus à la hausse du prix des marchandises d'environ 255 M$. Les problèmes de fiabilité des pipelines de tierce partie au cours du deuxième semestre de 2010 ont eu une incidence négative sur l'approvisionnement et le transport du pétrole brut de l'Ouest. La compagnie estime que l'incidence négative sur les résultats s'élève à environ 80 M$ découlant principalement d'un prix touché plus bas au troisième trimestre et en octobre 2010, dont l'effet est reflété dans le facteur de prix des marchandises qui précède.

Le prix moyen du brut Brent était de 79,50 $ US le baril en 2010, en hausse d'environ 29 % par rapport à l'exercice précédent. Le prix moyen que la compagnie a touché sur les ventes de pétrole brut classique canadien et sur la production de pétrole brut synthétique de Syncrude a également augmenté. Le prix moyen que la compagnie a touché sur les ventes de bitume était légèrement plus élevé en 2010, mais inférieur à l'augmentation relative du prix du pétrole brut léger, reflétant un élargissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake, attribuable aux interruptions de service des pipelines de tierce partie.

La production brute de bitume de Cold Lake a augmenté à 144 mille barils par jour en 2010, contre 141 mille barils en 2009. La hausse de production en 2010 était due à la fiabilité accrue des installations ainsi qu'à la nature cyclique de la production à Cold Lake.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 73 mille barils par jour cette année, en hausse par rapport à 70 mille barils en 2009, la hausse de production étant due à l'amélioration de la fiabilité d'exploitation.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 23 mille barils par jour en 2010, par rapport à 25 mille barils en 2009. La baisse de production est principalement attribuable aux activités d'entretien systématique dans le gisement de Norman Wells et à la diminution naturelle du rendement des gisements.

La production brute de gaz naturel en 2010 s'est établie à 280 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 295 millions de pieds cubes en 2009. La baisse de production est principalement attribuable à la diminution naturelle du rendement des gisements et aux activités d'entretien.

Le bénéfice net du secteur aval était de 442 M$ en 2010, une augmentation de 164 M$ par rapport à 2009. La hausse des résultats est due principalement à un impact favorable de 145 M$ découlant de l'amélioration des activités de raffinage et de la diminution des activités d'entretien des raffineries, à une augmentation des ventes d'environ 35 M$ et à une contribution supplémentaire de 35 M$ provenant de la vente d'immobilisations hors exploitation. L'élargissement généralisé des marges a également contribué environ 30 M$ à la hausse des résultats, malgré les effets négatifs du recours à d'autres sources d'approvisionnement à la suite de l'interruption de service de pipelines de tierce partie. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet défavorable de la montée du dollar canadien d'environ 90 M$.

Le bénéfice net tiré des produits chimiques au cours des douze mois s'est dégagé à 69 M$, en hausse de 23 M$ par rapport à 2009. L'élargissement des marges sectorielles a été en partie annulé par le recul des ventes des produits à base de polyéthylène et la hausse des coûts due aux activités d'entretien systématique.

En 2010, le résultat net des comptes non sectoriels était de moins 65 M$, correspondant au solde négatif de 69 M$ pour l'exercice précédent.

Des données financières et d'exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés dans le présent rapport qui sont liés aux plans, prévisions, événements ou conditions futurs sont des énoncés prospectifs. Les résultats réels futurs, y compris les plans, coûts, calendriers et capacités des projets; les sources de financement; le règlement des imprévus et des positions fiscales incertaines; l'effet de changements touchant les prix et autres conditions du marché; ainsi que les dépenses environnementales et en immobilisations peuvent différer sensiblement en raison d'un certain nombre de facteurs tels que les négociations d'ententes commerciales; les changements apportés à l'approvisionnement et à la demande en matière de pétrole brut, gaz naturel et produits pétroliers et pétrochimiques; les événements politiques ou réglementaires; et tout autre facteur traité dans l'Article 1A sur le formulaire 10-K de 2010 de la compagnie.

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                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2010
    -------------------------------------------------------------------------

    en millions de dollars
     canadiens, sauf indication      Quatrième trimestre       Douze mois
     contraire                         2010       2009       2010       2009
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net (PCGR des
     États-Unis)
      Total des produits et des
       autres revenus                 6 936      5 864     25 092     21 398
      Total des charges               5 883      5 119     22 138     19 198
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice avant impôts sur les
       bénéfices                      1 053        745      2 954      2 200
      Impôts sur les bénéfices          254        211        744        621
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice net                      799        534      2 210      1 579
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net par action
     ordinaire (en dollars)            0,95       0,63       2,61       1,86
    Bénéfice net par action
     ordinaire - compte tenu
     d'une dilution (en dollars)       0,94       0,62       2,59       1,84

    Gain/(perte) à la vente
     d'actifs, après impôts              30         12         80         38

    Total de l'actif au 31 décembre                        20 580     17 473

    Total de la dette au 31 décembre                          756        140
    Couverture de l'intérêt par le
     bénéfice (nombre de fois couvert)                      370,3      276,0

    Autres obligations à long terme
     au 31 décembre                                         2 753      2 839

    Capitaux propres au 31 décembre                        11 177      9 439
    Capital utilisé au 31 décembre                         11 966      9 615
    Rendement du capital moyen
     utilisé a) (pourcentage)                                20,5       16,8

    Dividendes sur actions ordinaires
      Total                              93         85        364        340
      Par action ordinaire
       (en dollars)                    0,11       0,10       0,43       0,40

    Millions d'actions ordinaires
     en circulation
      Au 31 décembre                                        847,6      847,6
      Moyenne - compte tenu
       d'une dilution                 853,6      854,0      854,2      856,7

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

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



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2010
    -------------------------------------------------------------------------

    en millions de dollars           Quatrième trimestre       Douze mois
     canadiens                         2010       2009       2010       2009
    -------------------------------------------------------------------------

    Total de la trésorerie et
     équivalents en espèces à la
     fin de l'exercice                  267        513        267        513

    Bénéfice net                        799        534      2 210      1 579
    Ajustements au titre
     d'éléments hors trésorerie :
      Amortissement et épuisement       186        197        747        781
      (Gain)/perte à la vente
       d'actifs                         (37)       (13)       (95)       (45)
      Charge d'impôts futurs et
       autres                            97        (12)       152        (61)
    Variations de l'actif et du
     passif d'exploitation :            (41)       221        193 (a)   (663)
    -------------------------------------------------------------------------
    Flux de trésorerie liés aux
     activités d'exploitation         1 004        927      3 207      1 591
    -------------------------------------------------------------------------

    Flux de trésorerie liés aux
     activités d'investissement        (992)      (785)    (3 709)    (2 216)
      Produit de la vente d'actifs       49         22        144         67

    Flux de trésorerie liés aux
     activités de financement           204        (87)       256       (836)

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

    (a) Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation pour 2010
        ont bénéficié de l'incidence positive des soldes exigibles plus
        élevés en raison du calendrier des dépenses et d'autres effets
        relatifs au fonds de roulement.



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2010
    -------------------------------------------------------------------------

    en millions de dollars           Quatrième trimestre       Douze mois
     canadiens                         2010       2009       2010       2009
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
      Amont                             526        491      1 764      1 324
      Aval                              266         52        442        278
      Produits chimiques                 25         16         69         46
      Comptes non sectoriels            (18)       (25)       (65)       (69)
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice net                      799        534      2 210      1 579
    -------------------------------------------------------------------------

    Total des recettes
      Amont                           2 159      2 025      8 144      6 919
      Aval                            6 027      5 019     21 619     18 381
      Produits chimiques                358        336      1 386      1 236
      Éliminations/Non sectoriels    (1 608)    (1 516)    (6 057)    (5 138)
    -------------------------------------------------------------------------
      Revenus                         6 936      5 864     25 092     21 398
    -------------------------------------------------------------------------

    Achats de pétrole brut et
     de produits
      Amont                             707        624      2 692      2 024
      Aval                            4 698      4 002     17 169     14 164
      Produits chimiques                255        248      1 009        898
      Éliminations                   (1 608)    (1 517)    (6 059)    (5 152)
    -------------------------------------------------------------------------
      Achats de pétrole brut et
       de produits                    4 052      3 357     14 811     11 934
    -------------------------------------------------------------------------

    Frais de production et de
     fabrication
      Amont                             608        560      2 375      2 385
      Aval                              334        323      1 413      1 372
      Produits chimiques                 52         52        209        194
      Éliminations                       (1)         -         (1)         -
    -------------------------------------------------------------------------
      Frais de production et
       de fabrication                   993        935      3 996      3 951
    -------------------------------------------------------------------------

    Dépenses en immobilisations
     et frais d'exploration
      Amont                           1 006        745      3 844      2 167
      Aval                               55         84        184        251
      Produits chimiques                  1          3         10         15
      Comptes non sectoriels              3          2          7          5
    -------------------------------------------------------------------------
      Dépenses en immobilisations
       et frais d'exploration         1 065        834      4 045      2 438
    -------------------------------------------------------------------------

      Frais d'exploration imputés
       au bénéfice inclus ci-dessus      20         27        191        153

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



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2010


    Statistiques d'exploitation      Quatrième trimestre       Douze mois
                                       2010       2009       2010       2009
    -------------------------------------------------------------------------

    Production brute de pétrole brut
     et de liquides du gaz naturel
     (LGN)
    (en milliers de barils par jour)
      Cold Lake                         147        134        144        141
      Syncrude                           79         82         73         70
      Pétrole classique                  24         24         23         25
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production
       de pétrole brut                  250        240        240        236
      LGN mis en vente                    6          7          7          8
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de
       pétrole brut et de LGN           256        247        247        244
    -------------------------------------------------------------------------

    Production brute de gaz naturel
     (en millions de pieds cubes
     par jour)                          275        298        280        295

    Production brute d'équivalent
     pétrole (a)
    (en milliers de barils
     d'équivalent pétrole par jour)     302        297        294        293

    Production nette de pétrole brut
     et de LGN (en milliers de
     barils par jour)
      Cold Lake                         116        107        115        120
      Syncrude                           73         73         67         65
      Pétrole classique                  18         18         17         20
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de
       pétrole brut                     207        198        199        205
      LGN mis en vente                    4          6          5          6
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de
       pétrole brut et de LGN           211        204        204        211
    -------------------------------------------------------------------------

    Production nette de gaz naturel
     (en millions de pieds cubes
     par jour)                          252        264        254        274

    Production nette d'équivalent
     pétrole (a)
    (en milliers de barils
     d'équivalent pétrole par jour)     253        248        246        257

    Ventes de brut fluidifié de
     Cold Lake (en milliers de
     barils par jour)                   190        174        188        184
    Ventes de LGN (en milliers
     de barils par jour)                  7         12         10         10
    Ventes de gaz naturel
     (en millions de pieds cubes
     par jour)                          270        277        264        272

    Prix de vente moyens
     (en dollars canadiens)
      Prix touché pour le pétrole
       brut classique (le baril)      74,14      69,92      71,64      60,32
      Prix touché pour le LGN
       (le baril)                     58,94      48,15      50,09      41,19
      Prix touché pour le gaz
       naturel (le millier de
       pieds cubes)                    3,60       4,23       4,04       4,11
      Prix touché pour le pétrole
       synthétique (le baril)         84,31      78,64      80,63      69,69
      Prix touché pour le bitume
       (le baril)                     58,91      59,77      58,36      51,81

    Débit des raffineries (en
     milliers de barils par jour)       467        412        444        413
    Utilisation de la capacité de
     raffinage (pourcentage)             93         82         88         82

    Ventes de produits pétroliers
     (en milliers de barils par jour)
      Essence                           226        200        218        200
      Mazout domestique, carburant
       diesel et carburéacteur          177        142        153        143
      Mazout lourd                       29         31         28         27
      Huiles lubrifiantes et
       autres produits                   41         42         43         39
    -------------------------------------------------------------------------
      Ventes nettes de produits
       pétroliers                       473        415        442        409
    -------------------------------------------------------------------------

    Ventes de produits pétrochimiques
     (en milliers de tonnes par jour)   2,7        2,9        2,7        2,8

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

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



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           QUATRIÈME TRIMESTRE 2010
    -------------------------------------------------------------------------

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

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

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

    2008
    Premier trimestre                              681                  0,76
    Deuxième trimestre                           1 148                  1,29
    Troisième trimestre                          1 389                  1,57
    Quatrième trimestre                            660                  0,77
    -------------------------------------------------------------------------
    Année                                        3 878                  4,39
    -------------------------------------------------------------------------

    2009
    Premier trimestre                              289                  0,34
    Deuxième trimestre                             209                  0,25
    Troisième trimestre                            547                  0,64
    Quatrième trimestre                            534                  0,63
    -------------------------------------------------------------------------
    Année                                        1 579                  1,86
    -------------------------------------------------------------------------

    2010
    Premier trimestre                              476                  0,56
    Deuxième trimestre                             517                  0,61
    Troisième trimestre                            418                  0,49
    Quatrième trimestre                            799                  0,95
    -------------------------------------------------------------------------
    Année                                        2 210                  2,61
    -------------------------------------------------------------------------
    >>

Pour voir le graphe "Facteurs influant sur le bénéfice net", veuillez cliquer http://files.newswire.ca/832/Q4_earnings_graph_FR.jpg

SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Renseignements : Pius Rolheiser 403-237-2710


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