L'Impériale déclare ses résultats estimatifs financiers et d'exploitation du
quatrième trimestre
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Quatrième trimestre Douze mois
(en millions de dollars, -------------------- --------------------
sauf indication contraire) 2009 2008 % 2009 2008 %
Bénéfice net
(PCGR des États-Unis) 534 660 (19) 1 579 3 878 (59)
Bénéfice net par action
ordinaire - compte tenu
d'une dilution (dollars) 0,62 0,76 (18) 1,84 4,36 (58)
Dépenses en immobilisations
et frais d'exploration 834 433 93 2 438 1 363 79
"Les prix plus bas du pétrole et du gaz naturel et la faible demande pour les produits énergétiques représentent un défi économique persistant. En dépit du ralentissement économique actuel, l'Impériale continue à développer les projets de croissance de la compagnie et à livrer de solides résultats.
Le bénéfice net pour le quatrième trimestre a été de 534 M$, en baisse de 19 % par rapport à la même période en 2008. Tandis que les résultats nets pour le quatrième trimestre dans le secteur amont étaient en hausse par rapport à la même période de l'exercice précédent, les résultats pour le quatrième trimestre dans le secteur aval ont beaucoup souffert d'une baisse généralisée de la demande de produits et des marges.
Avec notre solide bilan, nos dettes minimales et notre approche disciplinée à long terme, nous sommes bien placés pour continuer à investir tout au long du cycle d'affaires. Pendant le quatrième trimestre, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont augmenté à 834 M$, en hausse de 93 % par rapport à la même période de l'exercice précédent. Pour l'année 2009 au complet, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration étaient de 2 438 M$, en hausse de 79 % par rapport à 2008.
Notre approche d'investissement disciplinée et axée sur le long terme continuera à récompenser nos actionnaires. En 2009, l'Impériale a versé un total de 833 M$ aux actionnaires sous forme de dividendes et de rachats d'actions, tandis que nous avons augmenté nos investissements dans les principales opportunités de croissance qui amèneront de nouvelles sources d'énergie et une croissance pour les actionnaires".
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L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises au
Faits saillants du quatrième trimestre
- Le bénéfice net s'est établi à 534 M$ contre 660 M$ pour le quatrième
trimestre de 2008.
- Le bénéfice net par action ordinaire s'est élevé à 0,62 $ contre
0,76 $ pour le quatrième trimestre de 2008.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont
élevés à 927 M$ contre 912 M$ pour la période correspondante de
l'exercice précédent.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
chiffrées à 834 M$, en hausse de 93 % par rapport au quatrième
trimestre de 2008.
- La production brute de barils d'équivalent pétrole était en moyenne
de 297 000 barils par jour, par rapport à 309 000 barils par jour
pendant la même période de l'exercice précédent. La baisse des
volumes de production au cours du quatrième trimestre était due
principalement à des réparations de puits dans la partie nord du
gisement de Cold Lake. Depuis, les activités de forage et d'injection
de vapeur ont repris dans cette région et la production devrait
revenir à des niveaux normaux.
- Record de performance en matière de sécurité - En 2009, l'Impériale a
obtenu les meilleurs résultats de sécurité de tous les temps pour les
employés comme pour les entrepreneurs. Cette performance est le
résultat d'un engagement significatif de toute l'organisation et
témoigne de la concentration de l'Impériale sur l'excellence
opérationnelle.
- Progrès à Kearl - Les activités de construction d'infrastructure et
de préparation du site se sont poursuivies au projet d'exploitation
des sables pétrolifères de Kearl avec une main-d'œuvre d'environ 2
500 employés et entrepreneurs à la fin de l'année. Le projet de Kearl
totalise des ressources récupérables estimées de 4,6 milliards de
barils de bitume avant redevances, dans lesquelles l'Impériale
détient une participation de 71 %.
- Renforcement de position dans les sables bitumineux - Grâce à son
solide bilan, l'Impériale, dans une coentreprise à égalité de parts
avec ExxonMobil Canada, a acquis des concessions minières de sables
bitumineux de UTS Energy Corporation totalisant 16 600 acres nettes
dans la région de l'Athabasca en Alberta. Les nouvelles concessions
sont adjacentes aux superficies de sables pétrolifères non mis en
valeur détenues par l'Impériale dans la région.
- Progression de l'exploration à Horn River - L'Impériale a entamé son
deuxième programme d'exploration hivernale à Horn River dans le nord-
est de la Colombie-Britannique et devrait forer jusqu'à 11 puits de
gaz de schiste. L'Impériale, conjointement avec ExxonMobil Canada
(participation 50-50), détient maintenant 309 000 acres nettes dans
la région, les actifs fonciers les plus importants de l'industrie
dans le bassin.
- Mise à jour sur le projet de gaz naturel du Mackenzie - La Commission
d'examen conjoint du projet gazier Mackenzie a produit son rapport
sur l'impact environnemental, social et culturel du projet de gaz
naturel du Mackenzie. La décision réglementaire finale de l'Office
national de l'énergie est prévue pour septembre 2010.
- Investissement au cours du cycle de baisse dans les principaux
projets de croissance - Nous avons complété un programme
d'immobilisations et d'exploration de 2,4 G$ en 2009, axé sur
l'avancement des principaux projets du secteur amont, ainsi que des
investissements en initiatives environnementales. Les dépenses en
immobilisations et frais d'exploration prévues pour 2010 sont de
3,2 G$.
- Contributions aux communautés canadiennes - L'Impériale a contribué
23 M$ aux communautés canadiennes en 2009, dont 2 M$ destinés à
l'enseignement des mathématiques et des sciences. Les contributions
spéciales du quatrième trimestre comprenaient un engagement de 1 M$
envers l'École de politique publique de l'Université de Calgary et un
avion de 8 M$ à l'Institut de technologie du sud de l'Alberta pour
utilisation dans les programmes d'entretien d'avions, d'avionique et
de structures de son École des transports.
Quatrième trimestre 2009 c. quatrième trimestre 2008
Le bénéfice net pour le quatrième trimestre de 2009 s'est établi à 534 M$ ou 0,62 $ par action, compte tenu d'une dilution, contre 660 M$ ou 0,76 $ par action pour la même période en 2008.
Le bénéfice net du secteur amont pour le quatrième trimestre était de 491 M$, en hausse de 155 M$ par rapport à la même période en 2008. L'augmentation des résultats était attribuable principalement à des prix plus élevés du pétrole brut totalisant environ 600 M$. L'amélioration du prix obtenu a été partiellement compensée par l'impact négatif d'un dollar canadien plus fort d'environ 265 M$, des redevances plus élevées découlant de la hausse du prix des marchandises d'environ 135 M$ et une baisse de la production de bitume à Cold Lake d'environ 50 M$.
Le prix moyen en dollars américains du brut Brent, une référence courante sur le marché mondial du pétrole, s'est solidifié au cours du quatrième trimestre avec une moyenne de 74,54 $ par baril, en hausse d'environ 36 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut classique canadien et le pétrole brut synthétique de la production de Syncrude reflétait la même tendance que les prix mondiaux. Cependant, les effets d'un dollar canadien plus fort ont limité les améliorations du prix en dollars canadiens obtenu par la compagnie pour le pétrole brut classique et le pétrole brut synthétique de Syncrude au cours du quatrième trimestre de 2009.
Le prix du pétrole brut canadien plus lourd a également augmenté suivant celui du pétrole brut plus léger. Le prix moyen obtenu par la compagnie pour le bitume de Cold Lake a augmenté d'environ 70 % pendant le quatrième trimestre, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant le rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake.
Le prix moyen que la compagnie a obtenu pour le gaz naturel était de 4,23 $ par millier de pieds cubes au cours du quatrième trimestre, en baisse par rapport à 7,31 $ pour le même trimestre de l'exercice précédent.
La production brute de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 134 000 barils par jour pendant le quatrième trimestre contre 146 000 pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse des volumes de production pour le quatrième trimestre était attribuable à des réparations de puits dans la partie nord du gisement. Les activités de forage et d'injection de vapeur ont repris depuis dans cette région et la production devrait revenir à des niveaux normaux.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie à 82 000 barils par jour pour le quatrième trimestre, contre 77 000 barils pour le quatrième trimestre de 2008. Les volumes étaient plus élevés au cours du quatrième trimestre que pendant la même période en 2008 en raison de la baisse des activités de maintenance.
Pour le quatrième trimestre, la production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 24 000 barils par jour, par rapport à 27 000 barils pour la période correspondante en 2008. La baisse de production est avant tout le résultat de la diminution naturelle du gisement dans le bassin de l'Ouest canadien.
La production brute de gaz naturel du quatrième trimestre de 2009 était de 298 millions de pieds cubes par jour, essentiellement la même que pour la période correspondante de l'exercice précédent.
Dans le secteur aval, le bénéfice net s'est élevé à 52 M$ pour le quatrième trimestre de 2009, par rapport à 257 M$ pour la même période de l'exercice précédent. Les résultats du quatrième trimestre de 2009 ont été influencés par une contraction généralisée des marges d'environ 180 M$. Un dollar canadien plus fort a également eu un impact négatif sur les résultats du quatrième trimestre de 2009.
Le bénéfice net tiré des produits chimiques s'est élevé à 16 M$ pour le quatrième trimestre, par rapport à 28 M$ pour le même trimestre de l'exercice précédent. Les résultats du quatrième trimestre ont souffert de la contraction généralisée des marges attribuable à la lenteur de l'économie.
Les effets des comptes non sectoriels sur le bénéfice net étaient de moins 25 M$ pour le quatrième trimestre, par rapport à 39 M$ pour la même période en 2008. La baisse des résultats du quatrième trimestre s'explique principalement par la modification des charges liées à la rémunération à base d'actions.
Pour le quatrième trimestre de 2009, les activités d'exploitation ont généré des flux de trésorerie de 927 M$ et 807 M$ ont été utilisés pour financer les projets de croissance comme celui de Kearl. Le solde de trésorerie de la compagnie était de 513 M$ en date du 31 décembre 2009, une augmentation de 55 M$ par rapport à la fin du troisième trimestre de 2009.
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Points saillants des douze mois
- Le bénéfice net s'est chiffré à 1 579 M$, en baisse par rapport à
3 878 M$ en 2008.
- Le bénéfice net par action ordinaire a baissé à 1,84 $ contre 4,36 $
en 2008.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se
sont chiffrés à 1 591 M$ contre 4 263 M$ en 2008.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
élevées à 2 438 M$, en hausse de 79 %.
- La production brute de barils d'équivalent pétrole était en moyenne
de 293 000 barils par jour par rapport à 308 000 barils par jour en
2008.
- En 2009, l'Impériale a versé un total de 833 M$ en espèces aux
actionnaires sous forme de dividendes et de rachats d'actions contre
2 540 M$ en 2008.
- Le dividende par action payé en 2009 a totalisé 0,40 $, en hausse par
rapport à 0,37 $ en 2008.
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Douze mois 2009 c. douze mois 2008
Le bénéfice net pour toute l'année 2009 s'est établi à 1 579 M$ ou 1,84 $ par action, compte tenu d'une dilution, contre 3 878 M$ ou 4,36 $ par action pour toute l'année 2008.
Pour le secteur amont, le bénéfice net de l'année s'est établi à 1 324 M$ contre 2 923 M$ en 2008. La baisse des prix du pétrole brut et du gaz naturel en 2009 a entraîné une réduction des revenus ayant un impact sur les résultats d'environ 2 400 M$ en raison du ralentissement économique mondial. Les résultats témoignent également de la baisse de production de bitume de Cold Lake d'environ 100 M$ et d'une baisse des volumes de pétrole classique en raison d'une diminution prévisible du rendement des gisements d'environ 60 M$. Ces facteurs ont été compensés en partie par une baisse du coût des redevances due à une chute du prix des marchandises d'environ 600 M$ et de l'impact d'une baisse du dollar canadien d'environ 325 M$.
Le prix moyen en dollars américains du brut Brent, une référence courante sur le marché mondial du pétrole, était de 61,61 $ le baril, en baisse d'environ 36 % par rapport à 2008. Le prix que la compagnie a obtenu sur les ventes de pétrole brut classique canadien et de pétrole brut synthétique de la production de Syncrude a suivi les tendances des prix mondiaux.
Le prix du pétrole brut canadien plus lourd a également baissé de pair avec celui du pétrole brut plus léger. Le prix moyen que la compagnie a obtenu pour le bitume de Cold Lake a chuté d'environ 25 % pour toute l'année 2009, par rapport à 2008, reflétant le rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake.
En 2009, le prix moyen obtenu pour le gaz naturel était de 4,11 $ par millier de pieds cubes, en baisse par rapport à 8,69 $ en 2008.
Pour l'année complète, la production brute de bitume de Cold Lake était de 141 000 barils par jour contre 147 000 barils en 2009. La baisse des volumes de production en
Au cours de 2009, la quote-part de la compagnie de la production brute de Syncrude était en moyenne de 70 000 barils par jour contre 72 000 barils en 2008. Les activités de maintenance planifiée pendant la première moitié de 2009, qui comprenaient des modifications de conception pour améliorer la performance d'exploitation à long terme, ont contribué à la réduction de la production pour les douze mois de 2009.
La production brute de pétrole brut classique s'est élevée en moyenne à 25 000 barils par jour en 2009, contre 27 000 barils en 2008. La baisse naturelle du rendement des gisements du bassin de l'Ouest canadien est la principale raison à l'origine de ce fléchissement de production.
Pour l'exercice, la production brute de gaz naturel s'est élevée à 295 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 310 millions de pieds cubes en 2008. La diminution de la production est avant tout attribuable à la baisse naturelle du rendement des gisements.
Le bénéfice net pour le secteur aval était de 278 M$ en 2009 contre 796 M$ en 2008. Les résultats de 2008 incluaient un gain de 187 M$ provenant de la vente de Rainbow Pipe Line Co. Ltd. Les résultats de 2009 ont également été influencés par une contraction généralisée des marges d'environ 270 M$ et une baisse des volumes de vente d'environ 70 M$ due au ralentissement de l'économie. Ces facteurs ont été compensés partiellement par l'effet favorable d'un dollar canadien plus faible d'environ 40 M$.
Le bénéfice net tiré des produits chimiques s'est chiffré à 46 M$ contre 100 M$ en 2008. Les résultats de 2009 ont souffert de la contraction généralisée des marges résultant de la lenteur de l'économie.
Pour l'année complète, les effets sur le bénéfice net des comptes non sectoriels étaient de moins 69 M$ contre 59 M$ en 2008. Les résultats défavorables en 2009 étaient dus principalement à des modifications aux charges liées à la rémunération à base d'actions et à la baisse des intérêts créditeurs résultant de rendements plus faibles des soldes de trésorerie.
En 2009, les rachats d'actions ont été réduits à environ 12 millions d'actions pour 492 M$, y compris les actions achetées de ExxonMobil, par rapport à 44 millions d'actions achetées pour 2 210 M$ en 2008. L'Impériale n'a pas fait de rachats substantiels d'actions depuis le deuxième trimestre de 2009, car les flux de trésorerie de l'exploitation ont été utilisés pour financer les projets de croissance comme Kearl. La compagnie continuera à évaluer son programme d'achat d'actions dans le contexte de ses activités d'investissement globales.
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 2008 de la compagnie.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2009
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(en millions de dollars Quatrième
canadiens, sauf indication trimestre Douze mois
contraire) 2009 2008 2009 2008
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Bénéfice net (PGCR des États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus 5 864 5 942 21 398 31 579
Total des charges 5 119 5 171 19 198 26 303
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Bénéfice avant impôts sur les
bénéfices 745 771 2 200 5 276
Impôts sur les bénéfices 211 111 621 1 398
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Bénéfice net 534 660 1 579 3 878
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Bénéfice net par action ordinaire
(en dollars) 0,63 0,77 1,86 4,39
Bénéfice net par action ordinaire
- compte tenu d'une dilution
(en dollars) 0,62 0,76 1,84 4,36
Gain (perte) à la vente d'actifs,
après impôts 12 5 38 209
Total de l'actif au 31 décembre 17 473 17 035
Dette totale au 31 décembre 140 143
Couverture des intérêts par le bénéfice
(nombre de fois couverts) 276,0 480,6
Autres obligations à long terme au
31 décembre 2 839 2 254
Capitaux propres au 31 décembre 9 439 9 065
Capital utilisé au 31 décembre 9 615 9 248
Rendement du capital moyen utilisé (a)
(pourcentage) 16,8 44,7
Dividendes sur actions ordinaires
Total 85 85 340 334
Par action ordinaire (en dollars) 0,10 0,10 0,40 0,38
Millions d'actions ordinaires en
circulation
Au 31 décembre 847,6 859,4
Moyenne - compte tenu d'une
dilution 854,0 871,7 856,7 889,0
(a) Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net, coûts de
financement après impôts non déduits, divisé par la moyenne du
capital utilisé au début et à la fin de l'exercice.
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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2009
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Quatrième
trimestre Douze mois
(en millions de dollars canadiens) 2009 2008 2009 2008
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Total de la trésorerie et équivalents
en espèces 513 1 974 513 1 974
Bénéfice net 534 660 1 579 3 878
Ajustement au titre d'éléments hors
trésorerie :
Amortissement et épuisement 197 178 781 728
(Gain) perte à la vente d'actifs (13) (5) (45) (241)
Charges d'impôts futurs et autres (12) 492 (61) 387
Variations de l'actif et du passif
d'exploitation 221(a) (413) (663) (489)
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Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation 927 912 1 591 4 263
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Flux de trésorerie liés aux activités
d'investissement (785) (380) (2 216) (961)
Produit de la vente d'actifs 22 12 67 272
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement (87) (491) (836) (2 536)
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(a) Le calendrier des paiements d'impôts sur les bénéfices et des stocks
plus faibles ont eu une incidence positive sur les flux
de trésorerie liés aux activités d'exploitation du quatrième
trimestre 2009.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2009
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Quatrième
trimestre Douze mois
(en millions de dollars canadiens) 2009 2008 2009 2008
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Bénéfice net (PGCR des États-Unis)
Amont 491 336 1 324 2 923
Aval 52 257 278 796
Chimique 16 28 46 100
Comptes non sectoriels (25) 39 (69) 59
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Bénéfice net 534 660 1 579 3 878
-------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation par secteur
Amont 2 025 1 721 6 919 11 240
Aval 5 019 5 311 18 381 27 212
Chimique 336 331 1 236 1 833
Éliminations/Autres (1 516) (1 421) (5 138) (8 706)
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Produits 5 864 5 942 21 398 31 579
-------------------------------------------------------------------------
Achats de pétrole brut et de produits
par secteur
Amont 624 515 2 024 3 995
Aval 4 002 4 021 14 164 22 223
Chimique 248 228 898 1 401
Éliminations (1 517) (1 434) (5 152) (8 754)
-------------------------------------------------------------------------
Achats de pétrole brut et de
produits 3 357 3 330 11 934 18 865
-------------------------------------------------------------------------
Frais de production et de fabrication
Amont 560 642 2 385 2 569
Aval 323 355 1 372 1 452
Chimique 52 49 194 208
Éliminations - (1) - (1)
-------------------------------------------------------------------------
Frais de production et de fabrication 935 1 045 3 951 4 228
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations et frais
d'exploration
Amont 745 355 2 167 1 110
Aval 84 70 251 232
Chimique 3 6 15 13
Comptes non sectoriels 2 2 5 8
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations et
frais d'exploration 834 433 2 438 1 363
-------------------------------------------------------------------------
Frais d'exploration imputés au
bénéfice inclus ci-dessus 27 41 153 132
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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2009
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Quatrième
trimestre Douze mois
Statistiques d'exploitation 2009 2008 2009 2008
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Production brute de pétrole brut
et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Cold Lake 134 146 141 147
Syncrude 82 77 70 72
Pétrole classique 24 27 25 27
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de pétrole
brut 240 250 236 246
Liquides du gaz naturel (LGN)
mis en vente 7 9 8 10
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production du pétrole
brut et de LGN 247 259 244 256
-------------------------------------------------------------------------
Production brute de gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour) 298 297 295 310
Production brute d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent
pétrole par jour) 297 309 293 308
Production nette de pétrole brut
et de LGN (en milliers de barils
par jour)
Cold Lake 107 129 120 124
Syncrude 73 68 65 62
Pétrole classique 18 20 20 19
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de pétrole
brut 198 217 205 205
Liquides du gaz naturel (LGN)
mis en vente 6 7 6 8
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de pétrole
brut et de LGN 204 224 211 213
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Production nette du gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour) 264 239 274 249
Production nette d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent
pétrole par jour) 248 264 257 255
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake
(en milliers de barils par jour) 174 190 184 191
Ventes de LGN (en milliers de barils
par jour) 12 13 10 11
Ventes de gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour) 277 291 272 288
Moyenne des prix touchés et des prix
de vente (en dollars canadiens)
Prix touché pour le pétrole brut
classique (le baril) 69,92 56,75 60,32 95,76
LGN (le baril) 48,15 43,61 41,19 59,35
Prix touché par le gaz naturel
(le millier de pieds cubes) 4,23 7,31 4,11 8,69
Réalisations de Syncrude (le baril) 78,64 69,21 69,69 106,61
Pétrole lourd de l'Ouest canadien
(le baril) 67,68 47,73 58,67 82,96
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour) 412 441 413 446
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage) 82 88 82 89
Ventes de produits pétroliers
(en milliers de barils par jour)
Essence 200 204 200 204
Mazout domestique, carburant diesel
et carburéacteur 142 158 143 157
Mazout lourd 31 32 27 30
Huiles lubrifiantes et autres produits 42 54 39 47
-------------------------------------------------------------------------
Ventes nettes de produits pétroliers 415 448 409 438
-------------------------------------------------------------------------
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes par jour) 2,9 2,2 2,8 2,8
(a) Gaz converti en équivalent pétrole à 6 millions de pieds
cubes = 1 millier de barils
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
QUATRIÈME TRIMESTRE 2009
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Bénéfice net Bénéfice net
(PGCR des États-Unis) par action
(en millions de ordinaire
dollars canadiens) (en dollars)
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2005
Premier trimestre 393 0,38
Deuxième trimestre 539 0,52
Troisième trimestre 652 0,64
Quatrième trimestre 1 016 1,00
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Année 2 600 2,54
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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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Pour voir le graphique "Facteurs influant sur le bénéfice net", veuillez cliquer http://files.newswire.ca/832/Q4_2009_Graphs_FR.JPG
Renseignements: Relations avec les investisseurs: Mark Stumpf, (403) 237-4537; Relations avec les médias: Pius Rolheiser, (403) 237-2663
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