L'Impériale déclare ses résultats estimatifs financiers et d'exploitation du
deuxième trimestre
CALGARY, le 29 juill. /CNW/ -
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Deuxième trimestre Six mois
(En millions de dollars, -------------------- --------------------
sauf indication contraire) 2010 2009 % 2010 2009 %
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Bénéfice net
(PCGR des États-Unis) 517 209 147 993 498 99
Bénéfice net par action
ordinaire
- compte tenu d'une dilution
(dollars) 0,60 0,25 140 1,16 0,58 100
Dépenses en immobilisations
et frais d'exploration 881 535 65 1 781 1 029 73
Bruce March, président du conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a commenté comme suit:
La Compagnie Pétrolière Impériale Ltée a obtenu de solides résultats financiers en affichant un bénéfice de 517 M$ ou 0,60 $ l'action, en hausse de 209 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2009, soit une augmentation de 147 pour cent. Le bénéfice a augmenté par suite de la hausse du prix de vente du pétrole brut, l'augmentation de la production, la baisse des frais d'exploitation et l'amélioration des marges dans le secteur aval. Ces facteurs ont été compensés en partie par l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien. Une solide performance opérationnelle dans tous les secteurs d'activité nous a permis de profiter de la hausse du prix de vente du pétrole brut dans le secteur amont et de l'élargissement des marges dans les marchés des produits pétroliers.
Les résultats pour les six premiers mois de 2010 étaient de 993 M$ ou 1,16 $ l'action, contre 498 M$ pour les six premiers mois de 2009, soit une augmentation de 99 pour cent.
Avec notre solide bilan, nos flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation, nos dettes minimales et notre approche disciplinée à long terme, nous sommes bien placés pour contribuer à la croissance de nos actionnaires par l'entremise des projets de croissance de la compagnie. Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont continué à un rythme record et s'élevaient à 881 M$ au cours du deuxième trimestre; elles ont surtout servi à faire avancer le projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl et à la poursuite de l'exploration d'un gisement de gaz de schiste prometteur à Horn River.
Nous avons également annoncé une augmentation des dividendes trimestriels versés aux actionnaires, ce qui représente la quinzième augmentation consécutive des paiements annuels de dividendes effectués par l'Impériale .
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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 pays 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 deuxième trimestre
- Le bénéfice net s'est établi à 517 M$ contre 209 M$ pour le deuxième
trimestre de 2009, soit une augmentation de 147 % ou 308 M$.
- Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,60 $, soit une
augmentation de 140 % par rapport au deuxième trimestre de 2009.
- Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation était
de 324 M$ comparativement à 262 M$ pour la période correspondante de
l'exercice précédent.
- Des contributions financières de 295 M$ ont été versées au régime
enregistré de retraite de la compagnie par rapport à 6 M$ versés au
cours du deuxième trimestre de 2009.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
élevées à 881 M$, en hausse de 65 % par rapport au deuxième trimestre
de 2009, 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 300 000 barils par jour comparativement à 271 000 barils par
jour pour la période correspondante de l'exercice précédent.
L'augmentation de la production au cours du deuxième trimestre est
avant tout attribuable à l'augmentation de la production de Syncrude
en raison de la baisse des activités d'entretien.
- Augmentation des dividendes - Le 28 avril 2010, la compagnie a
déclaré un dividende trimestriel de 0,11 $ l'action, soit une
augmentation de 0,01 $ l'action par rapport au trimestre précédent.
La compagnie verse un dividende tous les ans depuis plus d'un siècle
et elle a relevé son dividende chaque année au cours des quinze
dernières années.
- La raffinerie de Strathcona reçoit des prix de sécurité - Au cours du
deuxième trimestre, la raffinerie de Strathcona de l'Impériale a reçu
deux prix. Le premier prix a été décerné par le ministère de l'Emploi
et de l'Immigration de l'Alberta en santé et sécurité du travail pour
un rendement de premier ordre dans cette catégorie et le deuxième a
été décerné par le Conseil de la sécurité des produits pétroliers et
chimiques de l'Alberta pour le meilleur rendement d'un entrepreneur
en matière de sécurité pour cette catégorie.
- Le point sur le projet d'exploitation des sables pétrolifères de
Kearl - Environ 2 500 employés et entrepreneurs travaillent
actuellement sur le site de Kearl. Les activités de construction sur
le site du projet Kearl au cours du deuxième trimestre comprennent
les travaux de palification, d'excavation et de terrassement
conjointement avec les travaux de construction des réservoirs et des
conduites. La première phase du projet Kearl produira environ 110 000
barils de bitume par jour. La production est prévue pour la fin 2012.
- Le point sur Horn River - L'Impériale a effectué 10 forages de puits
d'exploration et a participé à des travaux d'acquisition de données
sismiques en 3D au cours de la saison de forage hivernal 2009-2010.
La compagnie prévoit entreprendre le projet pilote de forage d'une
plate-forme multipuits horizontale à l'automne 2010 pour évaluer la
productivité des puits à plus long terme.
- Bassin Orphan - L'Impériale est un participant au droit de propriété
(15 %) dans un puits d'exploration exploité par Chevron et foré par
battage en mai 2010 dans le bassin Orphan. La zone se trouve au large
de Terre-Neuve-et-Labrador.
- Lancement du programme de leadership pour les femmes autochtones - Au
cours d'un événement auquel a participé son Excellence la très
honorable Michaëlle Jean, gouverneure générale du Canada, les
Fondations Pétrolière Impériale et ExxonMobil ont annoncé un
partenariat de 4 M$ avec le Coady International Institute pour
promouvoir et soutenir le potentiel de leadership des femmes
autochtones canadiennes.
- Nominations à la haute direction - En vigueur le ler mai 2010, le
Conseil de l'Impériale a nommé Paul Masschelin au poste de vice-
président principal - Finances et administration, et trésorier.
Auparavant, M. Masschelin a occupé le poste de contrôleur, Raffinage
et approvisionnement, ExxonMobil, et Recherche et ingénierie,
ExxonMobil.
De plus, en vigueur le 1er juillet 2010, le Conseil de l'Impériale a
également nommé Glenn Scott au poste de vice-président principal -
Ressources. Auparavant, M. Scott a occupé le poste de président
d'ExxonMobil Canada Ltée et directeur de la production pour
ExxonMobil Canada Est.
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Deuxième trimestre de 2010 c. deuxième trimestre de 2009
Le bénéfice net de la compagnie pour le deuxième trimestre de 2010 s'est élevé à 517 M$, soit 0,60 $ par action sur une base diluée, contre 209 M$, soit 0,25 $ par action, pour la période correspondante de l'exercice précédent. Le bénéfice net pour les six premiers mois de 2010 était de 993 M$, soit 1,16 $ par action sur une base diluée, contre 498 M$, soit 0,58 $ par action, pour la première moitié de 2009.
Les résultats du deuxième trimestre ont été supérieurs à ceux du trimestre correspondant de 2009 avec des améliorations dans tous les secteurs d'exploitation. L'augmentation des résultats est principalement attribuable à la hausse des prix du pétrole brut d'environ 150 M$, à l'augmentation de la production de Syncrude qui a rapporté environ 150 M$, à la baisse des frais d'entretien des raffineries et de Syncrude d'environ 85 M$ et à l'amélioration des marges dans le secteur aval d'environ 40 M$. Ces facteurs ont été compensés en partie par l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 115 M$ et par la hausse du coût des redevances découlant d'une hausse du prix des marchandises d'environ 70 M$. Les résultats du deuxième trimestre de 2010 ont également donné lieu à un gain de 30 M$ à la vente de biens immobiliers non exploités.
Le bénéfice net du secteur amont au cours du deuxième trimestre a atteint 446 M$, soit 194 M$ de plus que la même période en 2009. La montée du prix du pétrole brut au cours du deuxième trimestre de 2010 a fait accroître les revenus, ce qui a fait hausser le bénéfice d'environ 150 M$. Les résultats ont aussi profité d'une augmentation de la production de Syncrude qui a rapporté environ 150 M$ et d'une baisse des frais d'entretien de Syncrude d'environ 30 M$. Ces facteurs ont été compensés en partie par l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 90 M$ et par la hausse des redevances découlant d'une hausse du prix des marchandises d'environ 70 M$.
Le prix moyen du brut Brent, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 78,27 $ le baril en dollars américains au deuxième trimestre de 2010, en hausse d'environ 33 % 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.
La production brute de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 140 000 barils par jour pendant le deuxième trimestre, contre 139 000 barils pour la période correspondante de l'exercice précédent.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 81 000 barils par jour pour le deuxième trimestre contre 51 000 pour le deuxième trimestre de 2009. L'accroissement de la production au cours du deuxième trimestre s'explique par la diminution des travaux d'entretien.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 24 000 barils pour le deuxième trimestre de 2010 et était légèrement inférieure par rapport à la période correspondante de 2009, ce fléchissement s'expliquant par la diminution naturelle du rendement des gisements.
La production brute de gaz naturel du deuxième trimestre de 2010 a atteint 289 millions de pieds cubes par jour, tout comme pour la période correspondante de l'exercice précédent.
Le bénéfice net du secteur aval était de 68 M$ au deuxième trimestre de 2010 comparativement à un solde négatif de 38 M$ affiché pendant la période correspondante de l'exercice précédent. Des effets favorables d'environ 55 M$ associés à la diminution des travaux d'entretien des raffineries et à l'élargissement général des marges d'environ 40 M$ ont été les principaux facteurs à l'origine de la progression du bénéfice. Les résultats du deuxième trimestre ont également bénéficié d'un gain d'environ 25 M$ réalisé à la vente de biens immobiliers non exploités. Ces facteurs ont été compensés en partie par l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 25 M$.
Le bénéfice net tiré des produits chimiques s'est élevé à 22 M$ pour le deuxième trimestre, en hausse de 14 M$ en regard de la même période de l'exercice précédent. L'élargissement des marges sectorielles a été en partie contrebalancé par le recul des ventes des produits à base de polyéthylène et les coûts plus élevés des activités d'entretien prévues du craqueur éthylénique de Sarnia.
Les effets sur les résultats nets des comptes non sectoriels étaient de moins 19 M$ au cours du deuxième trimestre comparativement à moins 13 M$ pour la période correspondante de 2009. L'évolution défavorable des résultats au cours du deuxième trimestre est avant tout attribuable à l'augmentation des charges liées à la rémunération à base d'actions.
Au cours du deuxième trimestre de 2010, le flux de trésorerie lié aux activités d'exploitation s'est élevé à 324 M$ par rapport à 262 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation des flux de trésorerie découle avant tout de la hausse du bénéfice qui a été en partie annulée par les contributions financières de 295 M$ au régime enregistré de retraite de la compagnie au deuxième trimestre de 2010.
Les fonds affectés aux activités d'investissement se sont chiffrés à 797 M$ au deuxième trimestre, une augmentation de 318 M$ par rapport à la période correspondante de 2009. Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont élevées à 881 M$ pour le deuxième trimestre, comparativement à 535 M$ pour le trimestre correspondant de 2009. Les dépenses effectuées au cours du trimestre ont surtout servi à faire avancer les projets de croissance tels que le projet de Kearl.
Le solde de trésorerie de la compagnie s'établissait à 64 M$ au 30 juin 2010, contre 513 M$ à la fin de 2009.
Points saillants sur six mois
- Le bénéfice net était de 993 M$ contre 498 M$ pour les six premiers
mois de 2009.
- Augmentation du bénéfice net par action ordinaire à 1,16 $ par
rapport à 0,58 $ au cours de la période correspondante de 2009.
- Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation était
de 1 238 M$ par rapport au flux de trésorerie lié aux activités
d'exploitation de 34 M$ utilisé au cours des six premiers mois de
2009.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
élevées à 1 781 M$, en hausse de 73%, 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 296 000 barils par jour comparativement à 286 000 barils par
jour au cours de la première moitié de 2009.
- Le dividende par action déclaré pour les deux premiers trimestres de
2010 a totalisé 0,21 $ en regard de 0,20 $ pour la même période de
2009.
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Semestre de 2010 c. semestre de 2009
Le bénéfice net pour les six premiers mois de 2010 était de 993 M$, soit 1,16 $ par action sur une base diluée, contre 498 M$, soit 0,58 $ par action, pour la première moitié de 2009.
Le bénéfice net du secteur amont pour les six premiers mois était de 890 M$ contre 394 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La montée du prix du pétrole brut en 2010 a fait accroître les revenus, ce qui a fait hausser le bénéfice d'environ 700 M$. Les résultats ont aussi profité d'une augmentation de la production de Syncrude qui a rapporté environ 150 M$ et d'une contraction généralisée des frais d'entretien d'environ 50 M$. Ces facteurs ont été compensés en partie par la hausse du coût des redevances découlant d'une hausse du prix des marchandises d'environ 250 M$ et de l'effet d'une hausse du dollar canadien d'environ 200 M$.
Le prix moyen du brut Brent, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 77,30 $ le baril en dollars américains au cours de la première moitié de 2010, en hausse d'environ 50 % 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.
Pour les six premiers mois, la production brute de Cold Lake était de 144 000 barils par jour par rapport à 143 000 barils pendant la période correspondante de 2009.
Au cours de la première moitié de l'année, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 74 000 barils par jour contre 60 000 barils en 2009. L'accroissement de la production au cours de la première moitié de 2010 s'explique par la diminution des travaux d'entretien.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 24 000 barils pour les six premiers mois de 2010 et était légèrement inférieure par rapport à la période correspondante de 2009, ce fléchissement s'expliquant par la diminution naturelle du rendement des gisements.
Pour le premier semestre de l'exercice en cours, la production brute de gaz naturel s'est établie à 281 millions de pieds cubes par jour, contre 296 millions pour le premier semestre de 2009. La baisse de production est principalement attribuable aux activités d'entretien et à la diminution naturelle du rendement des gisements.
Le bénéfice net du secteur aval au cours du premier semestre s'est établi à 107 M$ contre 164 M$ en 2009. La baisse des résultats découle principalement des marges bien inférieures d'environ 90 M$ et de l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 55 M$. Ces facteurs ont été en partie annulés par les effets favorables d'environ 65 M$ associés à la diminution des travaux d'entretien des raffineries et un gain réalisé à la vente d'immobilisations hors exploitation.
Le bénéfice net tiré des produits chimiques au cours des six premiers mois s'est dégagé à 21 M$, en hausse de 10 M$ par rapport à la période correspondante de 2009. L'élargissement des marges sectorielles a été en partie annulé par le recul des ventes des produits à base de polyéthylène et les coûts plus élevés des activités d'entretien systématique.
Les effets sur les résultats nets des comptes non sectoriels pour les six premiers mois étaient de moins 25 M$ contre un solde négatif de 71 M$ pour l'exercice précédent. L'évolution favorable des résultats s'explique surtout par la baisse des 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 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.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE 2010
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en millions de dollars canadiens, Deuxième trimestre Six mois
sauf indication contraire 2010 2009 2010 2009
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des
autres revenus 6 139 5 303 12 305 9 973
Total des charges 5 457 5 009 10 972 9 277
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Bénéfice avant impôts sur
les bénéfices 682 294 1 333 696
Impôts sur les bénéfices 165 85 340 198
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Bénéfice net 517 209 993 498
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Bénéfice net par action ordinaire
(en dollars) 0,61 0,25 1,17 0,59
Bénéfice net par action ordinaire -
compte tenu d'une dilution
(en dollars) 0,60 0,25 1,16 0,58
Gain (perte) à la vente d'actifs,
après impôts 36 25 40 26
Total de l'actif au 30 juin 18 368 16 663
Total de la dette au 30 juin 228 141
Couverture de l'intérêt par le bénéfice
(sur quatre trimestres,
nombre de fois couvert) 355,6 381,4
Autres obligations à long
terme au 30 juin 2 427 2 232
Capitaux propres au 30 juin 10 393 8 924
Capital moyen utilisé au 30 juin 10 656 9 104
Rendement du capital moyen utilisé(a)
(sur quatre trimestres, pourcentage) 20,8 27,8
Dividendes sur actions ordinaires
Total 93 84 178 170
Par action ordinaire (en dollars) 0,11 0,10 0,21 0,20
Millions d'actions ordinaires
en circulation
Au 30 juin 847,6 847,6
Moyenne - compte tenu d'une dilution 854,5 854,9 854,3 858,8
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(a) Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net, coûts de
financement après impôts non déduits, divisé par la moyenne du
capital utilisé sur quatre trimestres.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE 2010
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Deuxième trimestre Six mois
en millions de dollars canadiens 2010 2009 2010 2009
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Total de la trésorerie et équivalents
en espèces à la fin de l'exercice 64 390 64 390
Bénéfice net 517 209 993 498
Ajustement au titre d'éléments
hors trésorerie :
Amortissement et épuisement 192 193 374 390
(Gain) perte à la vente d'actifs (42) (31) (46) (32)
Charge d'impôts futurs et autres 70 (71) 72 (43)
Variations de l'actif et du passif
d'exploitation (413)(a) (38) (155) (847)
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Flux de trésorerie liés aux
activités d'exploitation 324 262 1 238 (34)
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Flux de trésorerie liés aux
activités d'investissement (797) (479) (1 604) (886)
Produit de la vente d'actifs 54 35 60 37
Flux de trésorerie liés aux
activités de financement 3 (148) (83) (664)
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(a) Le flux de trésorerie lié aux activités d'exploitation du deuxième
trimestre de 2010 a subi une influence négative des contributions
financières de 295 M$ au régime enregistré de retraite de la
compagnie.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE 2010
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Deuxième trimestre Six mois
en millions de dollars canadiens 2010 2009 2010 2009
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
Amont 446 252 890 394
Aval 68 (38) 107 164
Produits chimiques 22 8 21 11
Comptes non sectoriels (19) (13) (25) (71)
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Bénéfice net 517 209 993 498
-------------------------------------------------------------------------
Recettes globales
Amont 1 984 1 596 4 193 3 016
Aval 5 312 4 530 10 504 8 613
Produits chimiques 331 313 684 585
Éliminations/Autres (1 488) (1 136) (3 076) (2 241)
-------------------------------------------------------------------------
Revenus 6 139 5 303 12 305 9 973
-------------------------------------------------------------------------
Achats de pétrole brut et de produits
Amont 653 468 1,440 832
Aval 4 237 3 566 8 424 6 433
Produits chimiques 234 233 510 432
Éliminations (1 488) (1 136) (3 077) (2 246)
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Achats de pétrole brut
et de produits 3 636 3 131 7 297 5 451
-------------------------------------------------------------------------
Frais de production et de fabrication
Amont 573 630 1 175 1 276
Aval 389 400 759 736
Produits chimiques 50 47 108 95
-------------------------------------------------------------------------
Frais de production
et de fabrication 1 012 1 077 2 042 2 107
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
et frais d'exploration
Amont 832 471 1 687 918
Aval 46 61 84 103
Produits chimiques 2 2 8 6
Comptes non sectoriels 1 1 2 2
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Dépenses en immobilisations
et frais d'exploration 881 535 1 781 1 029
-------------------------------------------------------------------------
Frais d'exploration imputés au
bénéfice inclus ci-dessus 30 22 117 105
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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE 2010
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Statistiques d'exploitation Deuxième trimestre Six mois
2010 2009 2010 2009
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Production brute de pétrole brut
et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Cold Lake 140 139 144 143
Syncrude 81 51 74 60
Pétrole classique 24 25 24 26
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production
de pétrole brut 245 215 242 229
LGN mis en vente 7 8 7 8
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de
pétrole brut et de LGN 252 223 249 237
-------------------------------------------------------------------------
Production brute de gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour) 289 286 281 296
Production brute
d'équivalent pétrole(a)
(en milliers de barils d'équivalent
pétrole par jour) 300 271 296 286
Production nette de pétrole
brut et de LGN (en milliers de
barils par jour)
Cold Lake 112 116 115 128
Syncrude 74 49 67 60
Pétrole classique 18 19 18 21
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production
de pétrole brut 204 184 200 209
LGN mis en vente 5 6 5 6
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production
de pétrole brut et de LGN 209 190 205 215
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Production nette de gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour) 265 276 251 269
Production nette d'équivalent pétrole(a)
(en milliers de barils
d'équivalent pétrole par jour) 253 236 247 260
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake
(en milliers de barils par jour) 184 180 192 189
Ventes de LGN (en milliers
de barils par jour) 9 6 11 9
Ventes de gaz naturel (en millions
de pieds cubes par jour) 263 265 263 271
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Prix touché pour le pétrole
brut classique (le baril) 69,53 60,08 72,01 53,37
Prix obtenu pour le LGN (le baril) 43,79 35,11 50,53 39,06
Prix touché pour le gaz naturel
(le millier de pieds cubes) 3,79 3,48 4,49 4,67
Prix obtenu pour l'huile
synthétique (le baril) 77,98 68,27 79,91 61,11
Prix obtenu pour le bitume (le baril) 54,46 56,74 58,73 45,58
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour) 418 365 428 412
Utilisation de la capacité de
raffinage (pourcentage) 83 73 85 82
Ventes nettes de produits pétroliers
(en milliers de barils par jour)
Essence 214 205 209 198
Mazout domestique, carburant
diesel et carburéacteur 136 135 141 146
Mazout lourd 31 24 32 28
Huiles lubrifiantes et autres produits 47 36 43 36
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Ventes nettes de produits pétroliers 428 400 425 408
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Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de barils par jour) 2,6 2,9 2,6 2,8
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(a) Gaz converti en équivalent pétrole à 6 millions de pieds cubes
= 1 millier de barils
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE 2010
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Bénéfice net Bénéfice net
(PGCR des États-Unis) par action
(en millions de ordinaire
dollars canadiens) (dollars)
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2006
Premier trimestre 591 0,60
Deuxième trimestre 837 0,85
Troisième trimestre 822 0,84
Quatrième trimestre 794 0,83
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Année 3 044 3,12
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2007
Premier trimestre 774 0,82
Deuxième trimestre 712 0,76
Troisième trimestre 816 0,88
Quatrième trimestre 886 0,97
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Année 3 188 3,43
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2008
Premier trimestre 681 0,76
Deuxième trimestre 1 148 1,29
Troisième trimestre 1 389 1,57
Quatrième trimestre 660 0,77
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Année 3 878 4,39
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2009
Premier trimestre 289 0,34
Deuxième trimestre 209 0,25
Troisième trimestre 547 0,64
Quatrième trimestre 534 0,63
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Année 1 579 1,86
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2010
Premier trimestre 476 0,56
Deuxième trimestre 517 0,61
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Pour voir le graphique "Facteurs influant sur le bénéfice net", veuillez cliquer http://files.newswire.ca/706/Q2_FR.jpg
Renseignements: Relations avec les investisseurs: Mark Stumpf, (403) 237-4537; Relations avec les médias: Gordon Wong, (403) 237-2710
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