L'Impériale déclare ses résultats estimatifs financiers et d'exploitation du
troisième trimestre
CALGARY, le 1er nov. /CNW/ -
(en millions de
dollars, sauf Troisième trimestre Neuf mois
indication
contraire) 2010 2009 % 2010 2009 %
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Bénéfice net (PCGR
des États-Unis) 418 547 (24) 1 411 1 045 35
Bénéfice net par
action ordinaire
- compte tenu d'une
dilution (dollars) 0,49 0,64 (23) 1,65 1,22 35
Dépenses en
immobilisations et
frais
d'exploration 1 199 575 109 2 980 1 604 86
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 au cours du troisième trimestre de solides résultats financiers en affichant un bénéfice de 418 M$ ou 0,49 $ l'action. Nos résultats du troisième trimestre ont été inférieurs aux 547 M$ du trimestre correspondant de 2009 en raison de la baisse des volumes de production du secteur amont attribuable principalement aux arrêts prévus des installations à Syncrude, l'effet de change défavorable de la montée du dollar canadien et les problèmes de fiabilité des pipelines de tierce partie qui ont exercé une influence négative sur les ventes et les résultats réalisés dans l'industrie du pétrole brut. Une solide performance opérationnelle dans le secteur aval d'exploitation a annulé les faibles marges sectorielles continuelles.
Les résultats des neuf premiers mois de 2010 se sont chiffrés à 1 411 M$ ou 1,65 $ l'action, par rapport à 1 045 M$ pour les neuf premiers mois de 2009, soit une augmentation de 35 pour cent.
L'approche éprouvée de l'Impériale d'adopter une vision à long terme et de mettre l'accent sur une gestion financière prudente et un investissement en capital discipliné continuera à récompenser nos actionnaires. Des flux de trésorerie solides liés aux activités d'exploitation ont continué de financer substantiellement notre programme record d'investissements en capital. Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration étaient de 1 199 M$ au troisième trimestre, soit environ le double du troisième trimestre en 2009. Ces dépenses ont été affectées principalement à l'appui de notre projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl pour assurer la croissance de la compagnie".
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L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du Canada et l'un
des chefs de file de l'industrie pétrolière du pays. C'est l'un des
principaux producteurs de pétrole brut et de gaz naturel. C'est aussi le
principal raffineur de pétrole du Canada et le détenteur d'une importante
part du marché des produits pétroliers, vendus par un réseau
d'approvisionnement pancanadien qui comprend près de 1 850 stations-
service.
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Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net s'est établi à 418 M$ contre 547 M$ pour le troisième
trimestre de 2009, soit une diminution de 24 % ou 129 M$.
- Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,49 $, soit une
diminution de 23 % par rapport au troisième trimestre de 2009.
- Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation était
de 965 M$ comparativement à 698 M$ pour la période correspondante de
l'exercice précédent.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
élevées à 1 199 M$, en hausse de 109 % par rapport au troisième
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 281 000 barils par jour comparativement à 304 000 barils par
jour pour la période correspondante de l'exercice précédent. La
baisse des volumes de production au troisième trimestre était due
avant tout aux activités d'entretien systématique à Syncrude et à la
nature cyclique de la production à Cold Lake.
- Mise à jour du projet d'exploitation des sables pétrolifères
de Kearl :
- La compagnie est actuellement en voie de reconfigurer son plan de
développement du projet Kearl pour inclure une combinaison de
désengorgement et d'expansion pour minimiser les exigences
relatives aux installations et réduire l'empreinte de l'usine.
Cette approche exploitera nos apprentissages liés à l'exécution,
profitera des investissements dans l'infrastructure qu'il ne sera
pas nécessaire de refaire à l'avenir et utilisera notre stratégie
efficace de "conception unique-réalisations multiples" pour
reproduire les installations. Le profil général de production et
toutes les ressources développées à Kearl restent relativement
inchangés pour le projet reconfiguré. Toutefois, il est prévu que
le profil des dépenses en immobilisations de la première phase du
projet sera plus élevé en se basant sur les ajustements mentionnés
ci-dessus.
- Le plan de gestion des résidus pour le projet Kearl a été approuvé
par l'Energy Resources Conservation Board (ERCB) de l'Alberta le
11 août 2010.
- Le point sur le projet Nabiye - Le processus d'approbation
réglementaire pour le projet d'expansion Nabiye de l'Impériale a
progressé avec la récente modification de l'ERCB du plan de Cold Lake
et les approbations de l'Alberta Utilities Commission. Cette
expansion ajoutera de nouvelles plateformes d'exploitation, une usine
de traitement, des centrales de cogénération et environ 30 000 barils
par jour à la production de Cold Lake. Les activités courantes
comprennent le nettoyage du terrain de l'usine et des travaux de
nivellement et de construction des routes.
- Le point sur Horn River - L'Impériale prévoit entreprendre le projet
pilote de forage d'une plate-forme multipuits horizontale cette
saison hivernale pour évaluer la productivité des puits à plus long
terme. La compagnie a également ajouté 11 000 acres, ce qui porte le
total des avoirs fonciers de la coentreprise à 321 000 acres nettes -
soit l'un des actifs fonciers les plus importants de l'industrie dans
la région.
- Mer de Beaufort - L'Impériale et ExxonMobil Canada ont signé un
accord d'exploitation commune avec BP pour partager les travaux
d'exploration et de développement potentiel liés à leurs permis
d'exploration dans la mer de Beaufort. L'Impériale ou ExxonMobil
Canada sera l'exploitant et aucune autre activité d'exploration ne
sera entreprise sans l'approbation réglementaire appropriée.
- Alliance avec Tim Hortons - L'Impériale et Tim Hortons ont signé un
accord de 10 ans pour prolonger leur alliance existante. Cet accord
comprend un engagement à ajouter 175 comptoirs Tim Hortons dans les
stations Esso partout au Canada au cours des prochaines 10 années.
Tim Hortons a commencé à ouvrir des comptoirs dans les stations-
service Esso en 1994 et on compte maintenant plus de 350 points de
vente partout au Canada.
Troisième trimestre de 2010 c. troisième trimestre de 2009
Le bénéfice net de la compagnie pour le troisième trimestre de 2010 s'est élevé à 418 M$, soit 0,49 $ par action sur une base diluée, contre 547 M$, soit 0,64 $ par action, pour la période correspondante de l'exercice précédent.
Bien que les résultats du troisième trimestre aient été inférieurs, les exploitations commerciales sous-jacentes sont restées solides dans tous les secteurs de la compagnie. La baisse des résultats du troisième trimestre découle principalement des activités d'entretien systématique à Syncrude, exerçant une influence sur les résultats d'environ 90 M$, et de l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 70 M$. Ces facteurs ont été compensés en partie par les impacts combinés des prix des marchandises dans le secteur amont et des marges dans le secteur aval totalisant environ 75 M$. La compagnie évalue les problèmes de fiabilité des pipelines de tierce partie ayant exercé une influence négative sur les résultats du troisième trimestre à environ 60 M$; cet effet, qui sera reporté dans les résultats du quatrième trimestre, s'est reflété sur le facteur généralisé du prix des marchandises et des marges précité.
Le bénéfice net réalisé dans le secteur amont au cours du troisième trimestre s'est établi à 348 M$ contre 439 M$ pour la période correspondante en 2009. Les résultats ont reculé surtout du fait des coûts élevés et du recul de la production de Syncrude, principalement le résultat des travaux d'entretien systématique, totalisant environ 90 M$. Les résultats ont également subi l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 65 M$ et de la baisse de la production du bitume à Cold Lake et de la production de pétrole classique totalisant environ 25 M$. Ces facteurs ont été annulés en partie par une hausse des prix du pétrole brut et du gaz naturel au cours du troisième trimestre de 2010, ce qui a fait hausser le bénéfice d'environ 95 M$. Des problèmes de fiabilité des pipelines de tierce partie au cours du troisième trimestre ont exercé une influence négative sur le transport du pétrole brut de l'Ouest. La compagnie évalue l'impact négatif sur les résultats à environ 45 M$ provenant de la baisse des prix obtenus et cet effet s'est reflété sur le facteur du prix des marchandises précité.
Le prix moyen du brut Brent en dollars américains, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 76,85 $ le baril au troisième trimestre, en hausse d'environ 13 pour cent 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. Le prix moyen que la compagnie a touché sur les ventes de bitume était également plus élevé au troisième trimestre, mais pas autant que celui du brut léger, reflétant un agrandissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake, attribuable aux interruptions de service des pipelines de tierce partie.
La production brute de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 139 mille barils par jour pendant le troisième trimestre, contre 145 mille barils pour la période correspondante de l'exercice précédent. Les volumes de production plus faibles étaient dus à la nature cyclique de la production à Cold Lake.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au troisième trimestre s'est élevée à 66 mille barils par jour contre 78 mille barils pour le troisième trimestre de 2009. La baisse de la production s'explique surtout par les activités d'entretien systématique qui ont commencé en septembre 2010 pour s'achever à la fin d'octobre 2010.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 22 mille barils par jour pour le troisième trimestre contre 25 mille barils au troisième trimestre de 2009. Les activités d'entretien systématique au champ pétrolifère Norman Wells et la baisse naturelle du rendement des gisements ont été les principaux facteurs à l'origine de la baisse de production.
La production brute de gaz naturel au cours du troisième trimestre de 2010 s'est établie à 284 millions de pieds cubes par jour, légèrement en baisse par rapport aux 291 millions pour la période correspondante de l'exercice précédent. 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 était de 69 M$ au troisième trimestre de 2010 comparativement à 62 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. L'amélioration des opérations de raffinage ainsi que l'augmentation du volume des ventes par rapport aux faibles niveaux au troisième trimestre de 2009 ont ajouté environ 25 M$ à l'augmentation du bénéfice. Ces facteurs ont été compensés en partie par la contraction généralisée des marges d'environ 20 M$ qui comprenait l'effet négatif des interruptions de service des pipelines de tierce partie.
Le bénéfice net pour les produits chimiques s'est élevé à 23 M$ pour le troisième trimestre, en hausse de 4 M$ en regard de la même période de l'exercice précédent. L'élargissement des marges sectorielles sur le polyéthylène et les produits intermédiaires a été en partie annulé par le recul des ventes des produits à base de polyéthylène.
Le résultat net des comptes non sectoriels était de moins 22 M$ pour le troisième trimestre, contre 27 M$ pour la période correspondante de 2009. Le changement au niveau des résultats est avant tout attribuable aux changements apportés aux charges liées à la rémunération à base d'actions au troisième trimestre de 2010.
Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation se sont élevés à 965 M$ pour le troisième trimestre de 2010 par rapport à 698 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation des flux de trésorerie découle avant tout des effets des fonds de roulement en partie compensés par la baisse des bénéfices.
Les fonds affectés aux activités d'investissement se sont chiffrés à 1 113 M$ au troisième trimestre, une augmentation de 568 M$ par rapport à la période correspondante de 2009. Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont élevées à 1 199 M$ pour le troisième trimestre, comparativement à 575 M$ pour le trimestre correspondant de 2009. Les dépenses effectuées au cours du trimestre ont surtout servi à faire avancer le projet des sables pétrolifères de Kearl. Les autres investissements ont servi notamment à poursuivre les forages d'extension à
Cold Lake et le forage d'exploration à Horn River ainsi que pour des initiatives environnementales et projets divers à Syncrude.
Au cours du troisième trimestre, la compagnie a augmenté son niveau d'endettement de 228 M$ en utilisant des facilités de prêt existantes.
Le solde de trésorerie de la compagnie s'établissait à 51 M$ au 30 septembre 2010, contre 513 M$ à la fin de 2009.
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Points saillants sur neuf mois
- Le bénéfice net était de 1 411 M$ contre 1 045 M$ pour les neuf
premiers mois de 2009.
- Le bénéfice net par action ordinaire s'est élevé à 1,65 $ par rapport
à 1,22 $ au cours de la période correspondante de 2009.
- Le flux de trésorerie généré par les activités d'exploitation était
de 2 203 M$ par rapport à 664 M$ au cours des neuf premiers mois de
2009.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont
élevées à 2 980 M$, en hausse de 86 %, 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 291 mille barils par jour comparativement à 292 mille barils
par jour au cours des neuf premiers mois de 2009.
- Le dividende par action déclaré pour les trois premiers trimestres de
2010 a totalisé 0,32 $ en regard de 0,30 $ pour la même période de
2009.
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Neuf premiers mois de 2010 c. neuf premiers mois de 2009
Le bénéfice net pour les neuf premiers mois de 2010 était de 1 411 M$, soit 1,65 $ par action sur une base diluée, contre 1 045 M$, soit 1,22 $ par action, pour les neuf premiers mois de 2009.
Pour les neuf premiers mois, les résultats ont progressé en raison principalement d'une hausse du prix des marchandises dans le secteur amont d'environ 800 M$, de l'augmentation de la production de Syncrude qui a rapporté environ 90 M$ et d'une amélioration des opérations de raffinage et d'une diminution des travaux d'entretien des raffineries totalisant environ 75 M$. Ces facteurs ont été compensés en partie par l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 330 M$, par la hausse du coût des redevances découlant d'une hausse du prix des marchandises d'environ 240 M$ et par une contraction généralisée des marges dans le secteur aval d'environ 110 M$. Les résultats des neuf premiers mois de 2010 comprennent également un gain plus élevé d'environ 25 M$ provenant de la vente d'immobilisations hors exploitation.
Le bénéfice net pour le secteur amont au cours des neuf premiers mois était de 1 238 M$ contre 833 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La montée des prix du pétrole brut et du gaz naturel en 2010 a fait accroître les revenus, ce qui a fait hausser le bénéfice d'environ 800 M$. Les résultats ont aussi profité d'une augmentation de la production de Syncrude qui a rapporté environ 90 M$, ce qui reflète une fiabilité améliorée. Ces facteurs ont été compensés en partie par l'impact d'une hausse du dollar canadien d'environ 265 M$ et par la hausse du coût des redevances découlant d'une hausse du prix des marchandises d'environ 240 M$.
Le prix moyen du brut Brent en dollars américains, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 77,15 $ le baril au troisième trimestre de 2010, en hausse d'environ 35 % 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 la production de pétrole brut synthétique de Syncrude a aussi augmenté. Le prix moyen que la compagnie a touché sur les ventes de bitume était également plus élevé au cours des neuf premiers mois de 2010, mais pas autant que celui du brut léger, reflétant l'agrandissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake, attribuable aux interruptions de service des pipelines de tierce partie.
Pour les neuf premiers mois, la production brute de bitume de Cold Lake était de 143 mille barils par jour cette année par rapport à 144 mille barils pendant la période correspondante de 2009.
Au cours des neuf premiers mois de l'année, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 71 mille barils par jour contre 66 mille barils en 2009. L'accroissement de la production au cours des neuf premiers mois de 2010 s'explique par l'amélioration de la fiabilité opérationnelle.
La production brute de pétrole brut classique au cours des neuf premiers mois de l'année s'est établie à 23 mille barils par jour contre 25 mille barils en 2009. Les activités d'entretien systématique au champ pétrolifère Norman Wells et la baisse naturelle du rendement des gisements ont été les principaux facteurs à l'origine de la baisse de production.
Pour les neuf premiers mois de l'année, la production brute de gaz naturel s'est établie à 282 millions de pieds cubes par jour, contre 294 millions pour les neuf premiers mois 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 des neuf premiers mois dans le secteur aval s'est établi à 176 M$ contre 226 M$ en 2009. La baisse des résultats découle principalement des marges inférieures généralisées d'environ 110 M$ et de l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 60 M$. Ces facteurs ont été en partie annulés par les effets favorables d'environ 75 M$ associés à l'amélioration des opérations de raffinage et à la diminution des travaux d'entretien des raffineries ainsi qu'à un gain de 35 M$ réalisé à la vente d'immobilisations hors exploitation.
Le bénéfice net tiré des produits chimiques au cours des neuf premiers mois s'est dégagé à 44 M$, en hausse de 14 M$ 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 neuf premiers mois de 2010 étaient de moins 47 M$ correspondant au solde négatif de 44 M$ pour l'exercice précédent.
Des données financières et d'exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés dans le présent rapport qui sont liés aux plans, prévisions, événements ou conditions futurs sont des énoncés prospectifs. Les résultats réels futurs, y compris les plans, coûts, calendriers et capacités des projets; les sources de financement; le règlement des imprévus et des positions fiscales incertaines; l'effet de changements touchant les prix et autres conditions du marché; ainsi que les dépenses environnementales et en immobilisations peuvent différer sensiblement en raison d'un certain nombre de facteurs tels que les négociations d'ententes commerciales; les changements apportés à l'approvisionnement et à la demande en matière de pétrole brut, gaz naturel et produits pétroliers et pétrochimiques; les événements politiques ou réglementaires; et tout autre facteur traité dans l'Article 1A sur le formulaire 10-K de 2010 de la compagnie.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2010
En millions de dollars Troisième trimestre Neuf mois
canadiens, sauf indication
contraire 2010 2009 2010 2009
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des
autres revenus 5 851 5 561 18 156 15 534
Total des charges 5 283 4 802 16 255 14 079
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice avant impôts sur
les bénéfices 568 759 1 901 1 455
Impôts sur les bénéfices 150 212 490 410
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Bénéfice net 418 547 1 411 1 045
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net par action
ordinaire (en dollars) 0,49 0,64 1,66 1,23
Bénéfice net par action
ordinaire - compte tenu d'une
dilution (en dollars) 0,49 0,64 1,65 1,22
Gain (perte) à la vente
d'actifs, après impôts 10 - 50 26
Total de l'actif au 30 septembre 19 398 16 822
Total de la dette au 30
septembre 457 140
Couverture de l'intérêt par
le bénéfice
(sur quatre trimestres,
nombre de fois couverts) 331,8 248,3
Autres obligations à long terme
au 30 septembre 2 443 2 219
Capitaux propres au 30 septembre 10 746 9 410
Capital moyen utilisé au 30
septembre 11 238 9 587
Rendement du capital moyen
utilisé a)
(sur quatre trimestres,
pourcentage) 18,7 18,5
Dividendes sur actions ordinaires
Total 93 85 178 255
Par action ordinaire (en
dollars) 0,11 0,10 0,32 0.30
Millions d'actions ordinaires
en circulation
Au 30 septembre 847,6 847,6
Moyenne - compte tenu d'une
dilution 854,7 854,9 854,5 857,5
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a) Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net,
exclusion faite des coûts de financement après impôts, divisé par la
moyenne du capital utilisé sur quatre trimestres.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2010
Troisième trimestre Neuf mois
en millions de dollars
canadiens 2010 2009 2010 2009
-------------------------------------------------------------------------
Total de la trésorerie et
équivalents en espèces à la
fin de l'exercice 51 458 51 458
Bénéfice net 418 547 1 411 1 045
Ajustement au titre d'éléments
hors trésorerie :
Amortissement et épuisement 187 194 561 584
(Gain) perte à la vente
d'actifs (12) - (58) (32)
Charge d'impôts futurs et
autres (17) (6) 55 (49)
Variations de l'actif et du
passif d'exploitation 389 a) (37) 234 a) (884)
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Flux de trésorerie liés aux
activités d'exploitation 965 698 2 203 664
-------------------------------------------------------------------------
Flux de trésorerie liés aux
activités d'investissement (1 113) (545) (2 717) (1 431)
Produit de la vente d'actifs 35 8 95 45
Flux de trésorerie liés aux
activités de financement 135 (85) 52 (749)
-------------------------------------------------------------------------
a) Le calendrier des paiements prévus d'impôts sur les bénéfices et
autres effets des fonds de roulement ont eu une incidence positive
sur les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation au cours
du troisième trimestre et des neuf premiers mois de 2010.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2010
Troisième trimestre Neuf mois
en millions de dollars
canadiens 2010 2009 2010 2009
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net (PCGR des
États-Unis)
Amont 348 439 1 238 833
Aval 69 62 176 226
Produits chimiques 23 19 44 30
Comptes non sectoriels (22) 27 (47) (44)
-------------------------------------------------------------------------
Bénéfice net 418 547 1 411 1 045
-------------------------------------------------------------------------
Recettes globales
Amont 1 792 1 878 5 985 4 894
Aval 5 088 4 749 15 592 13 362
Produits chimiques 344 315 1 028 900
Éliminations/Non sectoriels (1 373) (1 381) (4 449) (3 622)
-------------------------------------------------------------------------
Revenus 5 851 5 561 18 156 15 534
-------------------------------------------------------------------------
Achats de pétrole brut et de
produits
Amont 545 568 1 985 1 400
Aval 4 047 3 729 12 471 10 162
Produits chimiques 244 218 754 650
Éliminations (1 374) (1 389) (4 451) (3 635)
-------------------------------------------------------------------------
Achats de pétrole brut et
de produits 3 462 3 126 10 759 8 577
-------------------------------------------------------------------------
Frais de production et de
fabrication
Amont 592 549 1 767 1 825
Aval 320 313 1 079 1 049
Produits chimiques 49 47 157 142
-------------------------------------------------------------------------
Frais de production et de
fabrication 961 909 3 003 3 016
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations et
frais d'exploration
Amont 1 151 504 2 838 1 422
Aval 45 64 129 167
Produits chimiques 1 6 9 12
Comptes non sectoriels 2 1 4 3
-------------------------------------------------------------------------
Dépenses en immobilisations
et frais d'exploration 1 199 575 2 980 1 604
-------------------------------------------------------------------------
Frais d'exploration imputés
au bénéfice inclus ci-dessus 54 21 171 126
-------------------------------------------------------------------------
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2010
Statistiques d'exploitation Troisième trimestre Neuf 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 139 145 143 144
Syncrude 66 78 71 66
Pétrole classique 22 25 23 25
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de
pétrole brut 227 248 237 235
LGN mis en vente 7 7 7 8
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de
pétrole brut et de LGN 234 255 244 243
-------------------------------------------------------------------------
Production brute de gaz naturel
(en millions de pieds cubes
par jour) 284 291 282 294
Production brute d'équivalent
pétrole a)
(en milliers de barils
d'équivalent pétrole par jour) 281 304 291 292
Production nette de pétrole
brut et de LGN (en milliers
de barils par jour)
Cold Lake 112 116 114 124
Syncrude 61 67 65 62
Pétrole classique 17 19 17 21
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de
pétrole brut 190 202 196 207
LGN mis en vente 5 6 5 6
-------------------------------------------------------------------------
Total de la production de
pétrole brut et de LGN 195 208 201 213
-------------------------------------------------------------------------
Production nette de gaz naturel
(en millions de pieds cubes
par jour) 263 295 255 278
Production nette d'équivalent
pétrole a)
(en milliers de barils
d'équivalent pétrole par jour) 239 257 244 259
Ventes de brut fluidifié de
Cold Lake (en milliers de
barils par jour) 176 185 187 187
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) 13 9 11 9
Ventes de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par
jour) 259 269 262 270
Prix de vente moyens (en
dollars canadiens)
Prix obtenu pour le pétrole
brut classique (le baril) 67,93 65,29 70,76 57,30
Prix obtenu pour le LGN
(le baril) 44,22 36,24 48,15 38,14
Prix obtenu pour le gaz
naturel (le millier de
pieds cubes) 3,58 2,90 4,19 4,07
Prix obtenu pour l'huile
synthétique (le baril) 77,83 73,27 79,26 65,95
Prix obtenu pour le bitume
(le baril) 57,04 55,97 58,17 49,31
Débit des raffineries (en
milliers de barils par jour) 453 417 437 414
Utilisation de la capacité de
raffinage (pourcentage) 90 83 87 82
Ventes nettes de produits
pétroliers (en milliers de
barils par jour)
Essence 227 204 215 200
Mazout domestique, carburant
diesel et carburéacteur 151 138 145 143
Mazout lourd 20 22 28 26
Huiles lubrifiantes et
autres produits 46 43 44 39
-------------------------------------------------------------------------
Ventes nettes de produits
pétroliers 444 407 432 408
-------------------------------------------------------------------------
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de
barils par jour) 2,7 2,8 2,7 2,8
-------------------------------------------------------------------------
a) Gaz converti en équivalent pétrole à 6 millions de pieds cubes
= 1 millier de barils
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2010
Bénéfice net
(PCGR des États-Unis) Bénéfice net par
(en millions de action 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
-------------------------------------------------------------------------
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
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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
Troisième trimestre 418 0,49
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Pour voir le graphe "Facteurs influant sur le bénéfice net", veuillez cliquer http://files.newswire.ca/832/EssoQ3graphf.jpg
Renseignements: Pius Rolheiser 403-237-2710
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