L'Impériale déclare ses résultats estimatifs financiers et d'exploitation du
troisième trimestre
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(En millions de dollars Troisième trimestre Neuf mois
canadiens, sauf indication -------------------- --------------------
contraire) 2009 2008 % 2009 2008 %
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Bénéfice net
(PCGR des États-Unis) 547 1 389 (61) 1 045 3 218 (68)
Bénéfice net par action
ordinaire - compte tenu
d'une dilution (dollars) 0,64 1,57 (59) 1,22 3,60 (66)
Dépenses en immobilisations
et frais d'exploration 575 360 60 1 604 930 72
Bruce March, président du Conseil, président et chef de la direction de
l'Impériale, a commenté comme suit :
"Le bénéfice net pour le troisième trimestre a été de 547 M$, en baisse de 61 % par rapport au troisième trimestre de 2008, mais en hausse de 162 % par rapport au deuxième trimestre de 2009. La baisse des résultats du troisième trimestre par rapport à ceux de la même période en
Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2009 s'est établi à 1 045 M$ (1,22 $ l'action) contre 3 218 M$ (3,60 $ l'action) pour les neuf premiers mois de 2008.
La baisse continue des prix des marchandises et les marges serrées dans le secteur aval ont entraîné des défis commerciaux de taille pour ce trimestre par rapport à la même période de l'exercice précédent. L'Impériale continue de bien tenir le coup pendant le présent ralentissement économique avec des résultats qui appuient les investissements faits dans des projets de croissance de la compagnie au cours du cycle à la baisse. Notre approche éprouvée, qui consiste à nous concentrer sur les éléments de nos activités sous notre contrôle, combinée à une gestion financière prudente et des investissements de capitaux disciplinés, continuera de récompenser nos actionnaires en ces temps incertains.
L'Impériale a continué sa concentration à long terme et son approche disciplinée en matière d'investissement de capitaux. Au cours du troisième trimestre, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont augmenté à 575 M$, en hausse de 60 % par rapport à la même période pour l'exercice précédent.
Pendant les neuf premiers mois de 2009, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration étaient de 1 604 M$, une augmentation de 72 % par rapport aux neuf premiers mois de 2008. L'Impériale continue de développer son portefeuille exceptionnel de projets de croissance de la compagnie, livrant de nouvelles réserves énergétiques vitales pour la croissance économique.
Au cours des neuf premiers mois de 2009, la compagnie a versé aux actionnaires 747 M$ en espèces sous forme de dividendes se chiffrant à 257 M$ et d'actions rachetées se chiffrant à 490 M$ ".
L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du
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Faits saillants du troisième trimestre
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- Le bénéfice net était de 547 M$ par rapport à 1 389 M$ pendant le
troisième trimestre de 2008 et de 209 M$ pour le deuxième trimestre
de 2009.
- Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,64 $ par rapport à
1,57 $ pour le troisième trimestre de 2008.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation s'élevaient
à 698 M$ par rapport à 1 635 M$ pendant la même période pour
l'exercice précédent.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration étaient de
575 M$ par rapport à 360 M$ pour le troisième trimestre de 2008.
- La production brute de barils d'équivalent pétrole était en moyenne
304 000 barils par jour par rapport à 310 000 barils par jour pendant
la même période de l'exercice précédent.
- Mise à jour du projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl
Après avoir reçu l'approbation du conseil d'administration pour la
première phase du projet de Kearl en mai, la compagnie a procédé à la
réalisation des travaux de conception technique détaillée et des
activités d'approvisionnement et de construction avec une
main-d'œuvre courante d'environ 3 000 employés et entrepreneurs. Le
projet de Kearl sera développé en trois phases et pourrait produire
par la suite plus de 300 000 barils de bitume par jour avant les
redevances. La première phase du projet est prévue de démarrer vers
la fin de 2012. L'Impériale détient une participation de 71 % dans ce
projet et agit à titre d'exploitant dans le cadre de cette
coentreprise avec ExxonMobil Canada.
- La production de Cold Lake dépasse le milliard de barils
La production cumulative de pétrole lourd pour la compagnie à
Cold Lake dans le nord-est de l'Alberta a dépassé un milliard de
barils. Il y a seulement trois autres gisements au Canada qui ont
atteint un tel résultat et c'est la seule exploitation in situ qui a
réalisé cet exploit. Pendant plus de quarante ans d'exploitation à
Cold Lake, les progrès technologiques ont triplé les taux de
récupération tout en réduisant l'utilisation d'eau douce et la
perturbation des sols.
- Agrandissement de Cold Lake
En septembre, l'Impériale a déposé des demandes de modifications pour
le projet Nabiye de Cold Lake (2004) antérieurement approuvé. Les
modifications proposées au projet entraîneront une amélioration de
l'efficacité énergétique, réduiront les émissions de gaz à effet de
serre et de dioxyde de soufre, et limiteront l'empreinte de surface.
L'expansion du projet Nabiye continue d'avancer, et si elle est
entérinée, elle ajoutera environ 30 000 barils par jour de production
provenant d'une nouvelle usine. Cette expansion permettra d'accéder à
250 millions de barils de ressources non encore mises en valeur en ce
qui concerne l'exploitation du pétrole lourd de Cold Lake.
Troisième trimestre 2009 c. troisième trimestre 2008
Le bénéfice net du secteur amont au cours du troisième trimestre s'est établi à 439 M$ contre 999 M$ pour la période correspondante en 2008. La baisse des résultats est principalement attribuable à une baisse des prix du pétrole brut et du gaz naturel d'environ 950 M$ résultant du ralentissement économique mondial. La baisse des prix obtenus a été partiellement compensée par l'impact d'une baisse des coûts des redevances découlant de la baisse des prix des marchandises d'environ 200 M$, d'une baisse du dollar canadien d'environ 115 M$ et d'une baisse des coûts de l'énergie d'environ 95 M$.
Le prix moyen en dollars américains du brut Brent, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 68,29 $ le baril au troisième trimestre, en baisse d'environ 41 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut classique canadien a suivi les tendances des prix mondiaux en diminuant de quelque 43 % au troisième trimestre, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.
La production de pétrole lourd de Cold Lake a également régressé d'environ 40 % au troisième trimestre de 2009, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette baisse était inférieure à celle du brut plus léger, principalement attribuable à l'écart qui s'est rétréci entre les prix du pétrole brut léger et du pétrole lourd de Cold Lake.
Le prix moyen que la compagnie a obtenu pour le gaz naturel s'est établi en moyenne à 2,90 $ le millier de pieds cubes au troisième trimestre, contre 9,20 $ pour le même trimestre de l'exercice précédent.
La production brute de pétrole lourd de Cold Lake s'est établie en moyenne à 145 000 barils par jour pour le troisième trimestre, contre 143 000 barils pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La nature cyclique de la production de Cold Lake et une baisse des travaux d'entretien ont contribué principalement à accroître la production au cours du troisième trimestre de 2009.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie à 78 000 barils par jour pour le troisième trimestre contre 79 000 barils pour le troisième trimestre de 2008.
Pour le troisième trimestre, la production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 25 000 barils par jour et cette production était pratiquement la même pour la période correspondante de 2008.
La production brute de gaz naturel du troisième trimestre de 2009 a reculé pour se situer à 291 millions de pieds cubes par jour contre 309 millions de pieds cubes pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de la production est avant tout le résultat de la diminution naturelle du gisement.
Dans le secteur aval, le bénéfice net s'est élevé à 62 M$ pour le troisième trimestre de 2009, en regard de 270 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Par rapport à la période correspondante de 2008, les résultats du troisième trimestre de 2009 ont subi un recul par la réduction de la demande des produits, ce qui a entraîné une contraction généralisée des marges d'environ 160 M$ dans le secteur aval. Les marges sectorielles en Amérique du Nord au cours du troisième trimestre de 2008 ont été considérablement plus élevées en raison de l'ouragan Gustave dans le golfe du Mexique. Les résultats étaient également inférieurs en 2009 en raison d'un recul du volume des ventes attribuable au ralentissement économique.
Le bénéfice net tiré des produits chimiques s'est élevé à 19 M$ pour le troisième trimestre, par rapport à 38 M$ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les résultats étaient plus bas pour le trimestre principalement à cause de la compression des marges sur les produits à base de polyéthylène.
Le résultat net des comptes non sectoriels était de 27 M$ pour le troisième trimestre, contre 82 M$ pour la période correspondante de 2008. La baisse des résultats au cours du troisième trimestre s'explique essentiellement par la modification des charges liées à la rémunération à base d'actions.
Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation a été utilisé pour financer des projets d'expansion tels que le projet de Kearl. La compagnie continuera d'évaluer son programme de rachat d'actions dans le contexte de l'ensemble de ses activités d'investissement.
Pour le troisième trimestre de 2009, la compagnie a accumulé 68 M$ en espèces tout en finançant les besoins croissants de son programme d'immobilisations à partir des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation.
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Neuf premiers mois 2009 c. neuf premiers mois 2008
Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2009 s'est établi à 1 045 M$
(1,22 $ l'action, compte tenu d'une dilution) contre 3 218 M$ (3,60 $
l'action) pour les neuf premiers mois de 2008.
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Points saillants des neuf premiers mois
- Le bénéfice net s'est chiffré à 1 045 M$ contre 3 218 M$ au cours des
neuf premiers mois de 2008.
- Le bénéfice net par action ordinaire a baissé à 1,22 $ contre 3,60 $
au cours de la même période en 2008.
- Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation s'est
chiffré à 664 M$ contre 3 351 M$ pour la période correspondante en
2008.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
élevées à 1 604 M$, en hausse de 72 %.
- La production brute de barils d'équivalent pétrole était en moyenne
292 000 barils par jour par rapport à 309 000 barils par jour pendant
les neuf premiers mois de 2008.
- En 2009, la compagnie a versé aux actionnaires 747 M$ en espèces sous
forme de dividendes et d'actions rachetées contre 2 048 M$ en 2008.
- Le dividende par action déclaré pour les trois premiers trimestres de
2009 a totalisé 0,30 $, en regard de 0,28 $ pour la même période de
2008.
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Le bénéfice net des neuf premiers mois pour le secteur amont s'est établi à 833 M$ contre 2 587 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse des prix du pétrole brut et du gaz naturel a donné lieu à des reculs d'environ 3 000 M$ par rapport aux neuf premiers mois de 2008. Les résultats témoignent aussi d'une baisse de la production cyclique du pétrole lourd de Cold Lake d'environ 50 M$, d'un recul de la production de Syncrude qui a représenté une ponction d'environ 30 M$ et d'une baisse de la production de pétrole classique en raison de la diminution prévisible du rendement des gisements, qui a retranché environ 30 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une baisse des redevances due à la chute du prix des marchandises d'environ 750 M$ et à l'impact d'une baisse du dollar canadien d'environ 590 M$.
Le prix moyen en dollars américains du brut Brent, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 57,26 $ le baril au cours des neuf premiers mois de 2009, en baisse d'environ 48 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut classique canadien a suivi les tendances des prix mondiaux en diminuant de quelque 47 % au cours des neuf premiers mois de l'année, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.
La production de pétrole lourd de Cold Lake a également régressé d'environ 40 % pour les trois premiers trimestres de 2009, par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Cette baisse était inférieure à celle du brut plus léger, principalement attribuable à l'écart qui s'est rétréci entre les prix du pétrole brut léger et du pétrole lourd de Cold Lake.
Le prix touché pour le gaz naturel a été en moyenne de 4,07 $ le millier de pieds cubes au cours des neuf mois de 2009, contre 9,16 $ pour la période correspondante de 2008.
Pour les neuf premiers mois, la production brute de pétrole lourd de la compagnie à Cold Lake a atteint 144 000 barils par jour cette année, contre 147 000 barils pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de la production au cours des neuf premiers mois était principalement due à la nature cyclique de la production de Cold Lake.
Au cours des neuf premiers mois de 2009, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie en moyenne à 66 000 barils par jour en regard de 71 000 barils en 2008. Les activités d'entretien systématique au premier semestre de 2009, qui comprenaient des modifications de conception pour améliorer la performance opérationnelle à long terme, ont contribué à la baisse de production au cours des neuf premiers mois de 2009.
Pour les neuf premiers mois de 2009, la production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 25 000 barils par jour et cette production était pratiquement la même pour la période correspondante de 2008.
Pour les neuf premiers mois de l'exercice en cours, la production brute de gaz naturel s'est établie à 294 millions de pieds cubes par jour, contre 315 millions pour les neuf premiers mois de 2008. La baisse de la production est avant tout le résultat de la diminution naturelle du gisement.
Le bénéfice net des neuf premiers mois pour le secteur aval s'est chiffré à 226 M$ par rapport à 539 M$ en 2008. Les résultats des neuf premiers mois de 2008 comprenaient un gain de 187 M$ réalisé à la cession de la participation dans Rainbow Pipe Line. Les résultats de 2009 ont également subi un recul en raison d'une contraction généralisée des marges d'environ 90 M$ dans le secteur aval et d'un recul des ventes d'environ 60 M$ dû au ralentissement économique. L'accroissement des activités d'entretien systématique dans les raffineries a également influé sur les résultats par un recul de 30 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par l'impact favorable d'une baisse du dollar canadien d'environ 65 M$.
Le bénéfice net des neuf premiers mois pour les produits chimiques s'est chiffré à 30 M$ par rapport à 72 M$ en 2008. Les résultats de 2009 ont souffert de la lenteur de l'économie avec la contraction généralisée des marges et le recul des ventes.
Pour les neuf premiers mois de 2009, le résultat net des comptes non sectoriels a été un solde négatif de 44 M$ contre 20 M$ pour l'exercice précédent. L'évolution défavorable des résultats au cours des neuf premiers mois de 2009 s'explique essentiellement par la hausse des charges liées à la rémunération à base d'actions et la baisse des intérêts créditeurs résultant de rendements plus faibles des soldes de trésorerie.
Au cours des neuf premiers mois de 2009, la compagnie a racheté environ 12 millions d'actions contre 490 M$, y compris des actions achetées d'ExxonMobil.
Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation a été utilisé pour financer des projets d'expansion tels que le projet de Kearl.
Des données financières et opérationnelles clés suivent.
Veuillez visiter http://files.newswire.ca/57/Q3_2009_Graphs_FR.jpg pour des graphiques des facteurs influant sur le bénéfice net.
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 du projet; 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
TROISIÈME TRIMESTRE 2009
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(En millions de dollars Troisième
canadiens, sauf indication trimestre Neuf mois
contraire) 2009 2008 2009 2008
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus 5 561 9 515 15 534 25 637
Total des charges 4 802 7 558 14 079 21 132
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Bénéfice avant impôts sur les
bénéfices 759 1 957 1 455 4 505
Impôts sur les bénéfices 212 568 410 1 287
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis) 547 1 389 1 045 3 218
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Bénéfice net par action ordinaire
(en dollars) 0,64 1,57 1,23 3,62
Bénéfice net par action ordinaire
- compte tenu d'une dilution
(en dollars) 0,64 1,57 1,22 3,60
Gain/(perte) à la vente d'actifs,
après impôts - 2 26 203
Total de l'actif au 30 septembre 16 822 18 627
Dette totale au 30 septembre 140 143
Couverture des intérêts par le bénéfice
(roulant sur quatre trimestres,
nombre de fois couverts) 248,3 265,7
Autres obligations à long terme au
30 septembre 2 219 1 879
Capitaux propres au 30 septembre 9 410 9 050
Capital utilisé au 30 septembre 9 587 9 234
Rendement du capital moyen utilisé a)
(roulant sur quatre trimestres, %) 18,5 48,2
Dividendes sur actions ordinaires
Total 85 88 255 249
Par action ordinaire (en dollars) 0,10 0,10 0,30 0,28
Millions d'actions ordinaires en
circulation
Au 30 septembre 847,6 869,7
Moyenne - compte tenu d'une
dilution 854,9 883,8 857,5 894,8
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.
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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2009
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Troisième
trimestre Neuf mois
(En millions de dollars canadiens) 2009 2008 2009 2008
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Total de la trésorerie et équivalents
en espèces 458 1 933 458 1 933
Bénéfice net 547 1 389 1 045 3 218
Ajustement au titre d'éléments hors
trésorerie :
Amortissement et épuisement 194 188 584 550
(Gain) perte à la vente d'actifs - (4) (32) (236)
Charges d'impôts futurs et autres (6) 137 (49) (105)
Variations de l'actif et du passif
d'exploitation (37) (75) (884)a) (76)
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Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation 698 1 635 664 3 351
-------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux activités
d'investissement (545) (307) (1 431) (581)
Ventes des filiales, investissements
et immobilisations corporelles 8 19 45 260
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement (85) (690) (749) (2 045)
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a) Le calendrier des paiements d'impôts sur les bénéfices a eu une
incidence négative sur le cumul annuel de 2009 des flux de trésorerie
liés aux activités d'exploitation.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2009
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Troisième
trimestre Neuf mois
(En millions de dollars canadiens) 2009 2008 2009 2008
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
Amont 439 999 833 2 587
Aval 62 270 226 539
Chimique 19 38 30 72
Comptes non sectoriels 27 82 (44) 20
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis) 547 1 389 1 045 3 218
-------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation par secteur
Amont 921 1 692 2 560 4 977
Aval 4 380 7 393 12 217 19 223
Chimique 246 393 684 1 127
-------------------------------------------------------------------------
Produits d'exploitation 5 547 9 478 15 461 25 327
-------------------------------------------------------------------------
Frais de production et de fabrication
Amont 549 671 1 825 1 927
Aval 313 369 1 049 1 097
Chimique 47 52 142 159
-------------------------------------------------------------------------
Frais de production et de
fabrication 909 1 092 3 016 3 183
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations et
frais d'exploration
Amont 504 288 1 422 755
Aval 64 67 167 162
Chimique 6 3 12 7
Comptes non sectoriels 1 2 3 6
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations et
frais d'exploration 575 360 1 604 930
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Frais d'exploration imputés au
bénéfice inclus ci-dessus 21 34 126 91
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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2009
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Troisième
trimestre Neuf mois
Statistiques d'exploitation 2009 2008 2009 2008
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Production brute de pétrole brut
et de LGN (en milliers de barils
par jour)
Cold Lake 145 143 144 147
Syncrude 78 79 66 71
Pétrole classique 25 27 25 27
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de pétrole
brut 248 249 235 245
Liquides du gaz naturel (LGN)
mis en vente 7 9 8 11
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Total de la production de pétrole
brut et de LGN 255 258 243 256
-------------------------------------------------------------------------
Production brute de gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour) 291 309 294 315
Production brute d'équivalent pétrole a)
(en milliers de barils d'équivalent
pétrole par jour) 304 310 292 309
Production nette de pétrole brut
et de LGN (en milliers de barils
par jour)
Cold Lake 116 117 124 122
Syncrude 67 66 62 60
Pétrole classique 19 20 21 19
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de pétrole
brut 202 203 207 201
Liquides du gaz naturel (LGN)
mis en vente 6 7 6 9
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Total de la production de pétrole
brut et de LGN 208 210 213 210
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Production nette de gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour) 295 248 278 254
Production nette d'équivalent pétrole a)
(en milliers de barils d'équivalent
pétrole par jour) 257 251 259 252
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake
(en milliers de barils par jour) 185 180 187 191
Ventes de LGN (en milliers de barils
par jour) 9 8 9 11
Ventes de gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour) 269 286 270 287
Moyenne des prix touchés et des prix
de vente (en dollars canadiens)
Prix touché pour le pétrole brut
classique (le baril) 65,29 114,58 57,30 108,89
LGN (le baril) 36,24 78,21 38,14 65,70
Prix touché pour le gaz naturel
(le millier de pieds cubes) 2,90 9,20 4,07 9,16
Réalisations de Syncrude (le baril) 73,27 127,34 65,95 120,30
Pétrole lourd de l'Ouest canadien
(le baril) 63,74 103,94 55,67 94,70
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour) 417 468 414 448
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage) 83 93 82 89
Ventes de produits pétroliers
(en milliers de barils par jour)
Essence 204 210 200 203
Mazout domestique, carburant diesel
et carburéacteur 138 160 143 157
Mazout lourd 22 32 26 29
Huiles lubrifiantes et autres
produits 43 51 39 46
-------------------------------------------------------------------------
Ventes nettes de produits pétroliers 407 453 408 435
-------------------------------------------------------------------------
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes par jour) 2,8 2,8 2,8 3,0
a) Gaz converti en équivalent pétrole à 6 millions de pieds cubes
= 1 millier de barils
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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2009
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Bénéfice net Bénéfice net
(PCGR des États-Unis) par action
(en millions de ordinaire
dollars canadiens) (en dollars)
-------------------------------------------------------------------------
2005
Premier trimestre 393 0,38
Deuxième trimestre 539 0,52
Troisième trimestre 652 0,64
Quatrième trimestre 1 016 1,00
-------------------------------------------------------------------------
Année 2 600 2,54
-------------------------------------------------------------------------
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
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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
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Pour voir le graphique "Facteurs influant sur le bénéfice net", veuillez cliquer http://files.newswire.ca/706/Q3_2009_Graphs_FR.jpg
Renseignements: Relations avec les investisseurs: Mark Stumpf, Relations avec les investisseurs, (403) 237-4537; Relations avec les médias: Gordon Wong, Affaires publiques, (403) 237-2710
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