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

POUR LES DOUZE MOIS TERMINÉS LE 31 DÉCEMBRE 2011

CALGARY, le 31 janv. 2012 /CNW/ -

	Quatrième trimestre				Douze mois
(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2011	2010	%		2011	2010	%
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)	1 005	799	26		3 371	2 210	53
Bénéfice net par action ordinaire
- compte tenu d'une dilution (en dollars)	1,18	0,94	26		3,95	2,59	53
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration	1 178	1 065	11		4 066	4 045	1

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

« Au quatrième trimestre de 2011, le bénéfice de l'Impériale s'est établi à 1 005 M$, en hausse de 26 % par rapport au quatrième trimestre de 2010. Une solide performance opérationnelle dans les secteurs commerciaux de l'Impériale nous a permis d'obtenir de meilleurs prix pour le pétrole brut dans le secteur amont et d'élargir les marges sur les marchés des produits pétroliers du secteur aval. Un autre record de production trimestriel à Cold Lake a souligné notre concentration assidue sur l'excellence opérationnelle et la fiabilité de production. Un accent similaire dans tous les aspects de notre entreprise est fondamental pour soutenir la performance opérationnelle tout en avançant les projets de croissance de la compagnie.

Le bénéfice pour l'année 2011 au complet s'élève à 3 371 M$, le deuxième plus élevé de l'histoire de notre compagnie, en hausse de 1 161 M$ ou 53 %, par rapport à 2 210 M$ en 2010.

La solidité du modèle d'entreprise de l'Impériale et notre souplesse de gestion dans un contexte commercial changeant continuent à bien servir nos actionnaires. Nous entrons dans la troisième année de notre stratégie de croissance de dix ans au cours de laquelle nous doublerons notre production totale dans le secteur amont à environ 600 000 barils par jour. En 2011, les dépenses en immobilisations de 4,1 G$ ont été consacrées principalement à l'avancement de la construction du projet des sables pétrolifères de Kearl et ont été financées par les fonds autogénérés. »

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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 d'un réseau d'approvisionnement pancanadien et de stations-service.

Faits saillants du quatrième trimestre

• Le bénéfice net s'est établi à 1 005 M$, par rapport à 799 M$ pour le quatrième trimestre de 2010, une augmentation de 26 % ou 206 M$.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée était de 1,18 $, en hausse de 26 % par rapport au quatrième trimestre de 2010.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation étaient de 1 216 M$, en hausse de 21 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.
  
  
• Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont chiffrées à 1 178 M$, contre 1 065 M$ au quatrième trimestre de 2010.
  
  
• La production brute en équivalent pétrole était en moyenne de 291 000 barils par jour, par rapport à 302 000 au cours de la période correspondante de l'exercice précédent, les ventes d'actifs représentant environ 5 000 barils par jour.
  
  
• Étant donné que le solde de trésorerie en fin d'exercice se chiffrait à 1,2 G$, la dette était essentiellement nulle en fin d'exercice.
  
  
• Performance en matière de sécurité - L'obtention d'un milieu de travail où « personne ne se blesse » demeure une priorité. L'année écoulée a été marquée par une amélioration soutenue de la performance en sécurité de la main-d'œuvre des entrepreneurs, mais par un taux d'accidents en hausse chez les employés, un aspect ciblé pour amélioration en 2012.
  
  
• Cold Lake établit un record de production annuelle et trimestrielle - Cold Lake a établi un record de production en 2011, atteignant en moyenne 160 000 barils par jour, par rapport au record annuel précédent de 154 000 en 2007. Le quatrième trimestre représente également un deuxième record consécutif de production trimestrielle de 162 000 barils par jour. L'injection de vapeur dans de nouveaux puits en 2010 et 2011, la récupération améliorée résultant d'applications technologiques et la nature cyclique de la production à Cold Lake ont contribué à l'augmentation.
  
  
• Point sur le projet des sables pétrolifères de Kearl - Le développement initial de Kearl est achevé à 87 % et progresse dans les délais, le démarrage étant prévu pour la fin de 2012. En réponse aux délais d'obtention des permis de transport, d'importants efforts ont été déployés pour accélérer le transport des modules vers le site. La taille des modules a été réduite et des permis pour d'autres trajets autoroutiers aux États-Unis ont été obtenus. Le réassemblage et l'intégration aux installations se poursuivent.
  
  
• Approbation du projet d'extension de Kearl - La somme de 8,9 G$ affectés au projet d'extension de Kearl en décembre entraînera une production supplémentaire de 110 000 barils par jour d'ici à la fin de 2015. La production des phases de mise en valeur initiale et d'extension de Kearl atteindra un total de 290 000 barils par jour grâce à une extraction supplémentaire. Le décongestionnement futur des phases de mise en valeur initiale et d'extension portera la production à la capacité réglementaire de 345 000 barils par jour d'ici à la fin de la décennie.
  
  
• Dépenses en immobilisations et frais d'exploration - Les flux de trésorerie générés par les activités commerciales de l'Impériale ont permis de financer en totalité 4,1 G$ de dépenses en immobilisations et frais d'exploration en 2011, dont notamment la poursuite du financement du projet des sables pétrolifères de Kearl et l'acquisition de superficies supplémentaires. On s'attend à ce que les dépenses en immobilisations et frais d'exploration en 2012 se situent aux alentours de 5 G$ alors que la compagnie entame la troisième année d'une stratégie de 10 ans visant à investir environ 35 à 40 G$ dans des projets de croissance.
  
  
• Contribution aux communautés canadiennes - L'Impériale a fait des dons d'une valeur de 15 M$ à des communautés au Canada en 2011, privilégiant l'enseignement en mathématiques et en sciences, les initiatives environnementales et énergétiques et les possibilités pour les Autochtones.
  
  

Quatrième trimestre de 2011 c. quatrième trimestre de 2010

Le bénéfice net de la compagnie pour le quatrième trimestre 2011 s'est établi à 1 005 M$, soit 1,18 $ par action sur une base diluée, par rapport à 799 M$, soit 0,94 $ par action, pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Le bénéfice du quatrième trimestre a été supérieur à celui du trimestre correspondant en 2010, l'augmentation étant due principalement à une hausse des prix du pétrole brut d'environ 275 M$, à une augmentation de la production de bitume à Cold Lake d'environ 70 M$ et à un élargissement des marges dans le secteur aval d'environ 65 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets défavorables d'une baisse de production de Syncrude d'environ 100 M$, d'une augmentation des activités d'entretien des raffineries totalisant environ 60 M$, des coûts plus élevés des redevances d'environ 55 M$ et d'une baisse de production de pétrole brut classique d'environ 30 M$. Le bénéfice du quatrième trimestre 2011 comprend également des gains plus élevés de 95 M$ sur la cession d'actifs de gaz naturel dans le secteur amont, partiellement annulés par les charges liées à la rémunération à base d'actions d'environ 30 M$.

Le bénéfice net du secteur amont s'est établi à 771 M$ au quatrième trimestre, en hausse de 245 M$ par rapport à la période correspondante de 2010. Le bénéfice a augmenté en raison de prix plus élevés du pétrole brut d'environ 275 M$ et d'une hausse de la production de bitume à Cold Lake d'environ 70 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une baisse de production de Syncrude d'environ 100 M$ et en raison d'activités d'entretien, de coûts plus élevés des redevances découlant de prix plus élevés des marchandises d'environ 55 M$ et de la baisse de production de pétrole brut classique d'environ 30 M$ attribuable à l'épuisement naturel des gisements. Le bénéfice du quatrième trimestre 2011 comprend également des gains de 112 M$ sur la cession d'actifs, soit environ 95 M$ de plus que le quatrième trimestre de 2010.

Le prix moyen du pétrole brut Brent en dollars américains, un brut de référence courant sur le marché mondial, a atteint 109,29 $ le baril au cours du quatrième trimestre de 2011, en hausse d'environ 26 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse des prix moyens que la compagnie a obtenus en dollars canadiens sur les ventes de pétrole brut classique, de pétrole brut synthétique et de bitume était comparable à la tendance des prix du pétrole brut Brent, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

La production brute de bitume à Cold Lake était en moyenne de 162 000 barils par jour, égalant le record de production réalisé le trimestre précédent. La production de Cold Lake était en hausse de 10 %, par rapport à 147 000 barils par jour au cours du même trimestre de l'exercice précédent. L'injection de vapeur dans de nouveaux puits en 2010 et 2011, la récupération plus élevée résultant d'applications technologiques et la nature cyclique de la production à Cold Lake ont contribué à l'augmentation.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude était de 63 000 barils par jour au quatrième trimestre, contre 79 000 au cours du quatrième trimestre de 2010. La baisse de production était due principalement à l'augmentation des activités d'entretien planifié et non planifié.

La production brute de pétrole brut classique était en moyenne de 20 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre, en baisse par rapport à 24 000 au cours du quatrième trimestre de 2010. La baisse de production était due principalement à la diminution naturelle du rendement des gisements.

La production brute de gaz naturel au cours du quatrième trimestre de 2011 était de 240 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 275 millions au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de production était due principalement à la cession de propriétés productrices.

Au quatrième trimestre, la compagnie a vendu ses intérêts dans des propriétés à gaz peu profond dans la région de Medicine Hat en Alberta et dans la propriété productrice de gaz naturel de Coleville-Hoosier en Saskatchewan, réalisant un gain d'environ 72 M$. La production de gaz naturel correspondant à la quote-part de la compagnie dans ces propriétés était en moyenne de 52 millions de pieds cubes par jour en 2010. Toujours au quatrième trimestre, la compagnie a enregistré un gain d'environ 40 M$ sur l'échange de baux de sables pétrolifères avec des tiers.

Le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 272 M$ au cours du quatrième trimestre de 2011, par rapport à 266 M$ au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse des bénéfices était due principalement à un élargissement général des marges d'environ 65 M$, atténué par l'effet défavorable d'une augmentation des activités d'entretien sur les opérations de raffinage et les dépenses, totalisant environ 60 M$.

Le bénéfice net pour les produits chimiques était de 11 M$ au quatrième trimestre, par rapport à 25 M$ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Ce bénéfice a souffert de l'effet du rétrécissement des marges sur le polyéthylène et d'une baisse des ventes de produits intermédiaires partiellement compensée par un élargissement des marges sur les produits intermédiaires et aromatiques.

L'effet sur le bénéfice net des comptes sectoriels et autres était de moins 49 M$ au cours du quatrième trimestre, par rapport à moins 18 M$ au cours de la période correspondante de 2010. Les effets défavorables étaient dus principalement aux charges liées à la rémunération à base d'actions.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation étaient de 1 216 M$ au cours du quatrième trimestre de 2011, en hausse de 212 M$ par rapport au même trimestre de 2010, correspondant à l'augmentation du bénéfice par rapport au quatrième trimestre de 2010.

Les fonds affectés aux activités d'investissement au quatrième trimestre se sont chiffrés à 833 M$, par rapport à 992 M$ au cours de la période correspondante de 2010. Les ajouts aux immobilisations corporelles étaient de 1 107 M$ au cours du quatrième trimestre, par rapport à 1 045 M$ au cours du trimestre correspondant de 2010. Dans le secteur amont, les dépenses du trimestre ont été consacrées principalement à l'avancement de la mise en valeur initiale et de l'extension du projet des sables pétrolifères de Kearl. Les autres investissements incluaient l'avancement du projet d'extension de Nabiye à Cold Lake, les projets environnementaux et l'augmentation de l'efficacité de Syncrude, ainsi que l'avancement du projet de production pilote de Horn River et l'acquisition de superficies de pétrole non classique. Dans le secteur aval, les dépenses en immobilisations ont été consacrées à des projets de raffinerie pour améliorer la fiabilité, à la souplesse des charges, à l'efficacité énergétique et à la performance environnementale. Les produits de la vente d'actifs étaient de 270 M$ au quatrième trimestre, en hausse de 221 M$ par rapport au quatrième trimestre de 2010

Les soldes de trésorerie de la compagnie s'élevaient à 1 202 M$ au 31 décembre 2011, en hausse de 935 M$ par rapport à 267 M$ à la fin de 2010.

Faits saillants sur 12 mois

• Le bénéfice net était de 3 371 M$, le deuxième plus élevé de l'histoire de la compagnie, en hausse par rapport à 2 210 M$ en 2010.
  
  
• En 2011, les trois secteurs d'exploitation ont atteint le deuxième bénéfice le plus élevé jamais réalisé.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a atteint 3,95 $, par rapport à 2,59 $ en 2010.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation étaient de 4 489 M$, soit 1 282 M$ de plus qu'en 2010.
  
  
• Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont élevées à 4 066 M$, contre 4 045 M$ en 2010, pour soutenir le projet des sables pétrolifères de Kearl et les autres projets de croissance.
  
  
• La production brute en équivalent pétrole était en moyenne de 297 000 barils par jour, par rapport à 294 000 en 2010.
  
  
• Les dividendes par action déclarés en 2011 totalisaient 0,44 $, en hausse par rapport à 0,43 $ en 2010.
  
  

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Douze mois de 2011 c. douze mois de 2010

Le bénéfice net en 2011 s'est établi à 3 371 M$, soit 3,95 $ par action sur une base diluée, contre 2 210 M$, soit 2,59 $ par action en 2010.

Pour l'année 2011 au complet, l'augmentation du bénéfice était attribuable principalement aux prix plus élevés du pétrole brut d'environ 925 M$, à un élargissement des marges de raffinage d'environ 590 M$ et à une augmentation de la production de bitume de Cold Lake d'environ 260 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets défavorables des coûts plus élevés des redevances d'environ 245 M$, d'un dollar canadien plus fort d'environ 205 M$ et d'une baisse des volumes de pétrole brut classique d'environ 150 M$, dont quelque 80 M$ étaient dus aux problèmes de fiabilité de pipelines tiers. Le bénéfice de 2011 comprend également des gains plus élevés d'environ 70 M$ sur la cession d'actifs.

Le bénéfice net du secteur amont pour l'année au complet s'est établi à 2 457 M$, en hausse de 693 M$ par rapport à 2010. La hausse des bénéfices est due principalement aux effets d'une hausse des prix du pétrole brut d'environ 925 M$ et à une augmentation de la production de bitume de Cold Lake d'environ 260 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets défavorables des coûts plus élevés des redevances d'environ 245 M$, d'un dollar canadien plus fort d'environ 150 M$ et d'une baisse des volumes de pétrole brut classique d'environ 150 M$, dont quelque 80 M$ résultaient de problèmes de pipelines tiers aux deuxième et troisième trimestres de 2011. Le bénéfice de 2011 comprend des gains plus élevés d'environ 116 M$ sur la cession d'actifs, soit environ 95 M$ de plus qu'en 2010.

Le prix moyen du pétrole brut Brent en dollars américains, un brut de référence courant sur le marché de la côte Atlantique, était de 111,29 $ le baril en 2011, en hausse d'environ 40 % par rapport à l'exercice précédent. L'augmentation du prix moyen du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), une référence courante sur le marché pétrolier du centre du continent nord-américain, a été limitée à 19 % en raison de la faiblesse persistante des marchés du pétrole brut WTI. La hausse des prix moyens que la compagnie a obtenus sur les ventes de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique canadiens correspondait à celle du WTI. Les prix moyens en dollars canadiens obtenus par la compagnie pour le bitume en 2011 ont atteint 63,95 $ le baril, soit une hausse de 10 %, alors que l'écart entre les prix du pétrole brut léger et ceux du bitume de Cold Lake augmentait.

La production brute de Cold Lake a atteint un record de 160 000 barils par jour cette année, par rapport à 144 000 en 2010. L'injection de vapeur dans de nouveaux puits en 2010 et 2011, la récupération plus élevée résultant d'applications technologiques et la nature cyclique de la production à Cold Lake ont contribué à l'augmentation.

Au cours de l'année, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude était en moyenne de 72 000 barils par jour, correspondant à 73 000 en 2010.

En 2011, la production brute de pétrole brut classique était de 18 000 barils par jour, par rapport à 23 000  en 2010. Cette baisse est attribuable essentiellement aux interruptions de service de pipelines tiers qui ont entraîné une baisse de production au champ pétrolifère de Norman Wells, ainsi qu'à la réduction naturelle du rendement des gisements.

La production brute de gaz naturel en 2011 s'élevait à 254 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 280 millions en 2010. La baisse des volumes de production était due principalement à la diminution naturelle du rendement des gisements.

En 2011, le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 884 M$, en hausse de 442 M$ par rapport à 2010. Les bénéfices ont augmenté principalement en raison de l'effet favorable de l'élargissement des marges de raffinage d'environ 590 M$. Ce facteur a été partiellement atténué par les effets défavorables de l'augmentation des activités d'entretien sur les opérations de raffinage et les dépenses totalisant environ 60 M$ et d'un dollar canadien plus fort d'environ 55 M$. Les bénéfices de 2010 comprenaient un gain d'environ 25 M$ sur la vente d'immobilisations hors exploitation.

En 2011, le bénéfice net pour les produits chimiques était de 122 M$, en hausse de 53 M$ par rapport à 2010. L'élargissement des marges sur les produits intermédiaires et aromatiques, la diminution des coûts due à la réduction des activités d'entretien planifié et l'augmentation des volumes de vente de polyéthylène ont largement contribué à cette hausse. Ces facteurs ont été partiellement annulés par un resserrement des marges sur le polyéthylène.

En 2011, l'effet des comptes non sectoriels sur le bénéfice net était de moins 92 M$, par rapport à moins 65 M$ en 2010. Les effets défavorables étaient attribuables principalement aux charges liées 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 sensiblement en raison d'un certain nombre de facteurs tels que les négociations d'ententes commerciales; les fluctuations d'approvisionnement et de demande 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 2010 de la compagnie.

											Annexe I
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2011
					Quatrième trimestre				Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire					2011		2010		2011		2010
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)
			Total des produits et autres revenus		8 124		6 936		30 714		25 092
			Total des charges		6 860		5 883		26 308		22 138
			Bénéfice avant impôts sur les bénéfices		1 264		1 053		4 406		2 954
			Impôts sur les bénéfices		259		254		1 035		744
			Bénéfice net		1 005		799		3 371		2 210
			Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)		1,19		0,95		3,98		2,61
			Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars)		1,18		0,94		3,95		2,59
Autres données financières
	Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation				335		345		1 320		1 316
	Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts				134		30		153		80
	Total de l'actif au 31 décembre								25 429		20 580
	Total de la dette au 31 décembre								1 207		756
	Couverture des intérêts par les bénéfices
		(nombre de fois)							260,2		370,3
	Autres obligations à long terme au 31 décembre								3 876		2 753
	Capitaux propres au 31 décembre								13 321		11 177
	Capital utilisé au 31 décembre								14 556		11 966
	Rendement du capital moyen utilisé (a)
		(pourcentage)							25,4		20,5
	Dividendes versés sur les actions ordinaires
		Total			93		93		373		364
		Par action ordinaire (en dollars)			0,11		0,11		0,44		0,43
	Millions d'actions ordinaires en circulation
		Au 31 décembre							847,6		847,6
		Moyenne - compte tenu d'une dilution			852,6		853,6		853,6		854,2

(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 en fin d'exercice.

 

										Annexe II
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2011
				Quatrième trimestre				Douze mois
en millions de dollars canadiens				2011		2010		2011		2010
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période				1 202		267		1 202		267
Bénéfice net				1 005		799		3 371		2 210
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
		Amortissement et épuisement		194		186		764		747
		(Gain) perte à la vente d'actifs		(174)		(37)		(197)		(95)
		Charge d'impôts futurs et autres		98		97		71		152
Variations de l'actif et du passif d'exploitation				93		(41)		480		193
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation				1 216		1 004		4 489		3 207
Flux de trésorerie liés aux activités de placement				(833)		(992)		(3 593)		(3 709)
		Produit de la vente d'actifs		270		49		314		144
Flux de trésorerie liés aux activités de financement				(101)		204		39		256

 

									Annexe III
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2011
			Quatrième trimestre				Douze mois
en millions de dollars canadiens			2011		2010		2011		2010
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)
	Secteur amont		771		526		2 457		1 764
	Secteur aval		272		266		884		442
	Produits chimiques		11		25		122		69
	Comptes non sectoriels		(49)		(18)		(92)		(65)
	Bénéfice net		1 005		799		3 371		2 210
Produits et autres revenus
	Secteur amont		2 766		2 159		9 906		8 144
	Secteur aval		6 975		6 027		26 756		21 619
	Produits chimiques		360		358		1 641		1 386
	Éliminations/Autres		(1 977)		(1 608)		(7 589)		(6 057)
	Produits et autres revenus		8 124		6 936		30 714		25 092
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur amont		976		707		3 581		2 692
	Secteur aval		5 630		4 698		21 642		17 169
	Produits chimiques		282		255		1 222		1 009
	Éliminations		(1 980)		(1 608)		(7 598)		(6 059)
	Achats de pétrole brut et de produits		4 908		4 052		18 847		14 811
Charges de production et fabrication
	Secteur amont		662		608		2 484		2 375
	Secteur aval		352		334		1 451		1 413
	Produits chimiques		46		52		179		209
	Éliminations		-		(1)		-		(1)
	Charges de production et fabrication		1 060		993		4 114		3 996
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
	Secteur amont		1 127		1 006		3 880		3 844
	Secteur aval		46		55		166		184
	Produits chimiques		1		1		4		10
	Comptes non sectoriels		4		3		16		7
	Dépenses en immobilisations et frais d'exploration		1 178		1 065		4 066		4 045
	Charges d'exploration imputées aux produits compris ci-dessus		16		20		92		191

 

										Annexe IV
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2011
Données d'exploitation				Quatrième trimestre				Douze mois
				2011		2010		2011		2010
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
		Cold Lake		162		147		160		144
		Syncrude		63		79		72		73
		Pétrole classique		20		24		18		23
		Total de la production de pétrole brut		245		250		250		240
		LGN mis en vente		6		6		5		7
		Total de la production de pétrole brut et de LGN		251		256		255		247
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)				240		275		254		280
Production brute en équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)				291		302		297		294
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
		Cold Lake		123		116		120		115
		Syncrude		60		73		67		67
		Pétrole classique		15		18		13		17
		Total de la production de pétrole brut		198		207		200		199
		LGN mis en vente		4		4		4		5
		Total de la production de pétrole brut et de LGN		202		211		204		204
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)				226		252		228		254
Production nette en équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)				240		253		242		246
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)				212		190		209		188
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)				10		7		9		10
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)				227		270		237		264
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
		Pétrole brut classique (le baril)		89,06		74,14		85,22		71,64
		LGN (le baril)		60,15		58,94		59,08		50,09
		Gaz naturel (le millier de pieds cubes)		3,25		3,60		3,59		4,04
		Pétrole synthétique (le baril)		104,82		84,31		101,43		80,63
		Bitume (le baril)		72,83		58,91		63,95		58,36
Débit total des raffineries (en milliers de barils par jour)				433		467		430		444
Utilisation de la capacité de raffinage (pourcentage)				85		93		85		88
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
		Essence		224		226		220		218
		Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats)		156		177		157		153
		Mazout lourd		37		29		29		28
		Huiles lubrifiantes et autres produits		36		41		41		43
		Ventes nettes de produits pétroliers		453		473		447		442
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)				238		223		1 016		959

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

									Annexe V
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2011
									Bénéfice net
			Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)						par action ordinaire
			(en millions de dollars canadiens)						(en dollars)
2007
Premier trimestre			774						0,82
Deuxième trimestre			712						0,76
Troisième trimestre			816						0,88
Quatrième trimestre			886						0,97
Exercice			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
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

 

 

 

 

 

403-237-2710