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

CALGARY, le 1er nov. 2012 /CNW/ -

		Troisième trimestre				Neuf mois
(en millions de dollars, sauf indication contraire)		2012	2011	%		2012	2011	%
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)		1 040	859	21		2 690	2 366	14
Bénéfice net par action ordinaire
	- compte tenu d'une dilution (en dollars)	1,22	1,01	21		3,16	2,77	14
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration		1 409	1 104	28		3 890	2 888	35

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

Ce trimestre, la Pétrolière Impériale a franchi plusieurs étapes importantes dans le cadre de sa stratégie de croissance, notamment la progression de la mise en valeur initiale de Kearl en vue du démarrage de la production prévu vers la fin de l'année, le commencement du forage sur deux plateformes de production à Nabiye et l'amorçage de la production à notre projet pilote de Horn River. Dans le but d'appuyer notre stratégie de gestion des effectifs, nous avons également annoncé des plans pour fusionner nos bureaux de Calgary en un complexe de style campus à Quarry Park, un développement suburbain à l'intérieur des limites de Calgary.

Les projets de croissance de notre compagnie continuent d'être soutenus par de solides résultats, lesquels se sont établis à 1 040 M$ pour le troisième trimestre, soit une hausse de 21 % en regard de la période correspondante de 2011. Le secteur aval a affiché un bénéfice net de 536 M$ au troisième trimestre, les meilleurs résultats trimestriels enregistrés à ce jour, principalement en raison des activités de raffinage solides qui ont bénéficié des fortes marges de raffinage du centre du continent.

La production moyenne du troisième trimestre a été de 285 000 barils bruts d'équivalent pétrole par jour, comparativement à 296 000  pour le troisième trimestre de 2011. Cette baisse de production est principalement attribuable à la cession de propriétés productrices et aux activités d'entretien planifié, ainsi qu'à la nature cyclique de la production à Cold Lake.

Notre main-d'œuvre continue de se classer au premier rang de l'industrie en matière de sécurité, et ce pendant une période de croissance prolifique. Nous sommes heureux de constater sa capacité à maintenir le rendement des activités commerciales de base tout en exécutant un portefeuille complexe de projets d'investissement. Je me réjouis des avancées que nous réalisons sur le plan de la technologie minière des sables pétrolifères et de la technique de récupération in situ, qui amélioreront grandement notre performance environnementale.

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L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du Canada et un des chefs de file de l'industrie pétrolière du pays. C'est un des plus grands producteurs de pétrole brut et de gaz naturel du Canada. C'est aussi le principal raffineur de pétrole du pays, un producteur clé de produits pétrochimiques et un des principaux distributeurs de produits pétroliers vendus par l'entremise de réseaux d'approvisionnement et de stations-service pancanadiens.

Faits saillants du troisième trimestre

• Le bénéfice net s'est établi à 1 040 M$ comparativement à 859 M$ pour le troisième trimestre de 2011, soit une augmentation de 21 %.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été de 1,22 $, en hausse de 21 % par rapport au troisième trimestre de 2011.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont établis à 669 M$ contre 1 658 M$ au troisième trimestre de 2011; cette baisse est principalement due au calendrier des versements prévus d'impôt sur les bénéfices et à la constitution de stocks, en partie compensée par un bénéfice net plus élevé.
  
  
• La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 285 000 barils par jour, comparativement à 296 000 pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de la production résulte principalement de la cession de propriétés productrices et des activités d'entretien planifié, ainsi que de la nature cyclique de la production à Cold Lake.
  
  
• Des nouvelles des projets d'expansion de Kearl et de Cold Lake — À la fin du troisième trimestre 2012, le projet d'expansion de Kearl était achevé à 20 %. La construction des installations du projet de Nabiye a continué de progresser et le forage de deux plateformes de production a commencé au cours du trimestre. Les projets s'avancent dans les délais.
  
  
• Des nouvelles du projet pilote de Horn River - Au mois d'août 2012, la production a commencé dans les délais à partir d'une plateforme de huit puits horizontaux afin d'évaluer la productivité des puits et d'améliorer les frais de mise en valeur. L'Impériale poursuit son évaluation des renseignements obtenus lors de la phase pilote afin de mettre en place des plans à long terme pour la mise en valeurdu gisement.
  
  
• Acquisition de Celtic Exploration par ExxonMobil Canada - La Pétrolière Impériale évalue actuellement la possibilité d'une participation maximale de 50 % dans l'achat de 3,1 G$ de Celtic Exploration Limited annoncé par ExxonMobil Canada le 17 octobre 2012.
  
  
• Projet du bureau de Calgary — L'Impériale fusionnera ses bureaux de Calgary en un complexe de style campus à Quarry Park. Le projet débutera en 2014 et devrait être achevé vers le milieu de 2016. Le campus comprendra cinq immeubles de bureaux peu élevés et occupera environ 800 000 pieds carrés de surface de bureaux conçus pour favoriser la collaboration et l'interaction entre les employés. Le site pourra accueillir environ 3 000 personnes.

Des nouvelles du projet de développement initial de Kearl

À la fin du troisième trimestre 2012, la mise en valeur initiale de Kearl était achevée à 98 % et la construction à 96 %.

Actuellement, les activités de démarrage par étapes progressent en vue d'une production qui doit débuter vers la fin de l'année 2012 comme prévu :

• Tous les modules d'équipement ont été installés sur le site de Kearl. Les difficultés reliées au transport des modules, construits en Corée du Sud et transportés à travers les États-Unis, ont été résolues par un réordonnancement des activités de construction.
• Le personnel d'exploitation est complet et entièrement formé.
• L'exploitation minière a débuté et le minerai est stocké près de l'usine de traitement, qui est en voie d'entrer en service.
• La mise en service des systèmes d'utilité publique est très avancée. 
• Les installations de traitement du bitume (lesquelles utilisent un procédé exclusif qui élimine le besoin d'une usine de valorisation) en sont au stade des préparatifs pour l'introduction de solvant.
• Les circuits d'approvisionnement en diluant et en gaz naturel sont opérationnels.
• Une nouvelle canalisation de bitume dilué raccordée aux marchés est en voie de mise en service.

Le démarrage d'une exploitation de cette envergure et de cette ampleur est un processus séquentiel et tout indique que la production débutera comme prévu.

Comparaison des troisièmes trimestres 2012 et 2011

Le bénéfice net de la compagnie s'est établi à 1 040 M$ pour le troisième trimestre 2012 ou 1,22 $ par action sur une base diluée, contre 859 M$ ou 1,01 $ par action, pour la même période de l'exercice précédent.

Les résultats supérieurs de ce troisième trimestre sont principalement attribuables à un élargissement des marges de raffinage dans le centre du continent d'environ 270 M$, partiellement annulé par une baisse des prix obtenus pour le pétrole de Syncrude et le gaz naturel, qui a retranché près de 75 M$. Le bénéfice net du troisième trimestre 2012 a également subi l'effet défavorable de dépenses de préparation plus élevées à Kearl d'environ 30 M$.

Le bénéfice net du secteur amont de ce troisième trimestre a été de 498 M$ contre 534 M$ pour la période correspondante de 2011. Ce recul est avant tout imputable à la baisse des prix obtenus pour le pétrole de Syncrude et le gaz naturel, qui a effectué une ponction d'environ 75 M$, à la diminution de la production de Cold Lake d'environ 40 M$, et à l'augmentation des dépenses de préparation à Kearl d'environ 30 M$. Ces facteurs ont été atténués par des redevances inférieures d'environ 60 M$ et une hausse des volumes de Syncrude et de pétrole classique d'environ 60 M$, cette dernière étant essentiellement attribuable à l'absence d'interruptions de service de pipelines tiers qui avaient considérablement réduit la production de pétrole classique en 2011.

Les prix de la majeure partie de la production de liquides de la compagnie sont établis en fonction du prix du West Texas Intermediate (WTI), un brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain. Par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, le prix moyen du pétrole brut WTI en dollars américains au cours du troisième trimestre 2012 était en hausse de 2,66 $ le baril, soit d'environ 3 %. Les prix touchés par la compagnie pour le pétrole de Syncrude ont été influencés par les remises accordées sur le marché par suite du déséquilibre entre l'offre et la demande dans le centre du continent nord-américain. Pour ce troisième trimestre, les prix obtenus pour le pétrole de Syncrude en dollars canadiens ont enregistré une baisse d'environ 8 % par rapport à la même période de l'année dernière. Le prix moyen obtenu par la compagnie pour le bitume, en dollars canadiens, a augmenté au cours du troisième trimestre 2012, comme celui du WTI. Le prix moyen touché par l'Impériale sur les ventes de gaz naturel a diminué d'environ 39 % au troisième trimestre, ce recul correspondant à la baisse de la moyenne du prix du disponible 30 jours du gaz naturel en Alberta.

La production brute de bitume à Cold Lake s'est établie en moyenne à 152 000 barils par jour au cours du troisième trimestre, en regard de 162 000  pour la même période de l'année dernière. La baisse des volumes est principalement attribuable à l'accroissement des activités d'entretien planifié ainsi qu'à la nature cyclique de la production à Cold Lake.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 78 000 barils par jour au troisième trimestre, comparativement à 75 000  au troisième trimestre 2011. La hausse de production est principalement attribuable à la baisse des activités d'entretien planifié, partiellement annulée par l'impact négatif des conditions météorologiques sur l'exploitation de la mine à la mi-septembre.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 19 000 barils par jour au cours du troisième trimestre, contre 12 000 pour la période correspondante de 2011, au cours de laquelle les interruptions de service de pipelines tiers avaient donné lieu à une baisse importante de la production au champ pétrolifère de Norman Wells.

La production brute de gaz naturel du troisième trimestre 2012 a été de 188 millions de pieds cubes par jour, en regard de 252 millions de pieds cubes pour la période correspondante de l'année dernière. La baisse de production est principalement due à la cession de propriétés productrices.

Le bénéfice net du secteur aval a été de 536 M$ ce troisième trimestre, soit 264 M$ de plus qu'au troisième trimestre 2011. Les résultats du troisième trimestre 2012 ont été les meilleurs enregistrés pour un trimestre à ce jour et reposent principalement sur de solides activités de raffinage qui ont bénéficié de l'effet favorable des fortes marges de raffinage du centre du continent.

Les marges de raffinage dans le centre du continent nord-américain sont demeurées fortes au cours du troisième trimestre 2012. Le coût global du pétrole brut traité dans trois des quatre raffineries de la compagnie a suivi la tendance du prix des pétroles bruts WTI et de l'Ouest canadien. Les prix de gros des produits raffinés au Canada sont déterminés en grande partie par ceux qui sont pratiqués dans les régions avoisinantes des États-Unis, où les prix de gros sont essentiellement liés aux marchés internationaux. La hausse des marges de raffinage résulte de l'élargissement de l'écart entre le prix de vente des produits pétroliers et le coût du pétrole brut traité.

Au troisième trimestre, le bénéfice net pour les produits chimiques s'élevait à 37 M$, inchangé par rapport au même trimestre de l'exercice précédent.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 31 M$ pour le troisième trimestre, en regard de 16 M$ pour la même période de 2011.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 669 M$ pour le troisième trimestre, en baisse de 989 M$ par rapport à la période correspondante de 2011, principalement en raison du calendrier des versements prévus d'impôt sur les bénéfices et de la constitution de stocks, le tout en partie compensé par un bénéfice net plus élevé.

Les activités d'investissement du troisième trimestre ont mobilisé des flux de trésorerie nets de 1 318 M$, comparativement à 1 061 M$ pour la période correspondante de 2011. Les acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles se sont établies à 1 388 M$ au troisième trimestre, contre 1 087 M$ au trimestre correspondant de 2011. Les dépenses du trimestre ont été principalement axées sur l'avancement des projets de développement initial et d'expansion des sables pétrolifères de Kearl. À la fin du troisième trimestre  2012, le développement initial et l'expansion de Kearl étaient achevés à 98 % et à 20 %, respectivement. Les autres investissements comprennent l'avancement du projet d'expansion de Nabiye à Cold Lake et les projets environnementaux et éconergétiques de Syncrude.

Le solde de trésorerie de la compagnie s'élevait à 469 M$ au 30 septembre 2012, en regard de  1 202 M$ à la fin de 2011.

Faits saillants sur neuf mois

• Le bénéfice net s'est établi à 2 690 M$ en regard de 2 366 M$ pour les neuf premiers mois de 2011.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire s'est élevé à 3,16 $ en regard de 2,77 $ pour la période correspondante de 2011.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation ont été de 3 033 M$ contre 3 273 M$ pour les neuf premiers mois de 2011.
  
  
• La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 281 000 barils par jour, comparativement à 299 000  pour les neuf premiers mois de 2011. La baisse de la production est principalement attribuable à l'accroissement des activités d'entretien planifié à Syncrude et Cold Lake, et à l'impact de la cession d'actifs de gaz naturel réalisée en 2011.
  
  
• Le dividende par action déclaré pour les trois premiers trimestres de 2012 s'est élevé à 0,36 $ contre 0,33 $ pour la période correspondante de 2011.

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Comparaison des neuf premiers mois de 2012 et 2011

Le bénéfice net pour les neuf premiers mois de 2012 s'est établi à 2 690 M$ (3,16 $ par action sur une base diluée), en regard de 2 366 M$ (2,77 $ par action) pour les neuf premiers mois de 2011.

Les résultats supérieurs de ces neuf premiers mois sont essentiellement attribuables à des marges de raffinage en hausse d'environ 700 M$ et à des redevances en baisse d'environ 160 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par l'effet défavorable des prix plus faibles obtenus dans le secteur amont d'environ 325 M$, par la baisse de la production du secteur amont d'environ 85 M$ et par l'accroissement des activités d'entretien planifié des raffineries d'environ 80 M$. Le bénéfice net cumulé pour 2012 a également subi les effets négatifs de dépenses de préparation plus élevées à Kearl d'environ 60 M$.

Dans le secteur amont, le bénéfice net des neuf premiers mois de 2012 s'est établi à 1 400 M$, contre 1 686 M$ en 2011. Ces résultats inférieurs découlent principalement  des effets négatifs de la baisse des prix d'environ 325 M$, de la baisse de la production de Syncrude et de Cold Lake d'environ 140 M$, occasionnée en grande partie par les activités d'entretien planifié accrues et par les dépenses de préparation plus élevées à Kearl d'environ 60 M$. Ces facteurs ont été atténués par la diminution du coût des redevances d'environ 160 M$, les effets de change d'un dollar canadien plus faible d'environ 70 M$ et des volumes de production de pétrole classique plus élevés d'environ 50 M$.

Les prix de la majeure partie de la production de liquides de la compagnie sont établis en fonction du West Texas Intermediate (WTI), un brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain. Par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent, le prix moyen du pétrole brut WTI en dollars américains était essentiellement le même. Les prix touchés par la compagnie pour le pétrole de Syncrude ont été influencés par les remises accordées sur le marché par suite du déséquilibre entre l'offre et la demande dans le centre du continent nord-américain. Pour les neuf premiers mois de 2012, les prix touchés pour le pétrole de Syncrude en dollars canadiens ont enregistré une baisse d'environ 7 % par rapport à la même période de l'année dernière. Le prix moyen obtenu par la compagnie pour le bitume, en dollars canadiens, a augmenté au cours des neuf premiers mois de 2012, comme celui du WTI. Le prix moyen touché par l'Impériale sur les ventes de gaz naturel a diminué d'environ 43 % au cours des neuf premiers mois de 2012, ce recul correspondant à la baisse de la moyenne du prix du disponible 30 jours du gaz naturel en Alberta.

La production brute de bitume à Cold Lake s'est élevée à 154 000 barils par jour, contre 159 000 pour la période correspondante de 2011. La baisse de production est principalement attribuable à l'augmentation des activités d'entretien planifié en 2012 ainsi qu'à la nature cyclique de la production à Cold Lake.

Au cours des neuf premiers mois de l'année, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude a été en moyenne de 70 000 barils par jour, contre 75 000 en 2011. L'augmentation des activités d'entretien planifié a principalement contribué à la baisse de production.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 20 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de l'année, comparativement à 17 000 pour la période correspondante de 2011, au cours de laquelle les interruptions de service de pipelines tiers avaient considérablement réduit la production du champ pétrolifère de Norman Wells.

La production brute de gaz naturel s'est élevée à 194 millions de pieds cubes par jour, contre 259 millions de pieds cubes pour les neuf premiers mois de 2011. La baisse de la production est principalement due à la cession de propriétés productrices.

Le bénéfice net du secteur aval a été de 1 223 M$, en hausse de 611 M$ par rapport à 2011. Les résultats des neuf premiers mois de 2012 sont les meilleurs enregistrés à ce jour et sont principalement dus à un élargissement des marges de raffinage dans l'ensemble du secteur, partiellement annulé par les effets négatifs des activités d'entretien planifié accrues par rapport à 2011.

Le bénéfice net pour les produits chimiques a été de 121 M$, en hausse de 10 M$ par rapport à 2011. La hausse cumulée à ce jour est essentiellement attribuable à une meilleure performance opérationnelle, à l'augmentation des ventes de polyéthylène et à l'élargissement des marges.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 54 M$ pour les neuf premiers mois de 2012, en regard d'un solde négatif de 43 M$ pour la même période de 2011.

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 considérablement en raison d'un certain nombre de facteurs tels que les négociations d'ententes commerciales, les fluctuations de l'offre et de la demande en matière de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques, les événements politiques ou réglementaires, et tout autre facteur traité dans l'Article 1A du formulaire 10-K de 2011 de la compagnie.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2012
			Troisième trimestre				Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire			2012		2011		2012		2011
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)
	Total des produits et autres revenus		8 336		7 945		23 384		22 590
	Total des charges		6 949		6 813		19 805		19 448
	Bénéfice avant impôts sur les bénéfices		1 387		1 132		3 579		3 142
	Impôts sur les bénéfices		347		273		889		776
	Bénéfice net		1 040		859		2 690		2 366
	Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)		1,22		1,01		3,17		2,79
	Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars)		1,22		1,01		3,16		2,77
Autres données financières
	Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation		355		345		1 011		985
	Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts		1		15		67		19
	Total de l'actif au 30 septembre						28 471		24 194
	Total de la dette au 30 septembre						1 429		1 208
	Couverture des intérêts par les bénéfices
	(nombre de fois)						255,9		280,7
	Autres obligations à long terme au 30 septembre						3 748		2 737
	Capitaux propres au 30 septembre						15 652		13 163
	Capital utilisé au 30 septembre						17 106		14 399
	Rendement du capital moyen utilisé (a)
	%						23,5		24,1
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
	Total		102		93		306		280
	Par action ordinaire (en dollars)		0,12		0,11		0,36		0,33
	Millions d'actions ordinaires en circulation
	Au 30 septembre						847,6		847,6
	Moyenne - compte tenu d'une dilution		851,4		853,8		851,4		854,0

(a)	Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net, coûts de financement après impôts non déduits, divisé par la moyenne du capital utilisé sur les quatre derniers trimestres.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2012
			Troisième trimestre				Neuf mois
en millions de dollars canadiens			2012		2011		2012		2011
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période			469		920		469		920
Bénéfice net			1 040		859		2 690		2 366
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
	Amortissement et épuisement		183		192		551		570
	(Gain) perte à la vente d'actifs		(2)		(17)		(86)		(23)
	Charge d'impôts futurs et autres		72		59		289		(27)
Variations de l'actif et du passif d'exploitation			(624)		565		(411)		387
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation (a)			(371)		1 658		3 033		3 273
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement			(1 318)		(1 061)		(3 606)		(2 760)
	Produit de la vente d'actifs		70		24		209		44
Flux de trésorerie liés aux activités de financement			122		(96)		(160)		140

(a)

Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation étaient inférieurs au troisième trimestre de 2012 à ceux de la même période de 2011, principalement en raison du calendrier des paiements prévus des impôts sur les bénéfices et de la constitution des stocks, partiellement annulés par un bénéfice net plus élevé. Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation étaient inférieurs au cours des neuf premiers mois de 2012 à ceux de la même période de 2011, principalement en raison des effets du fonds de roulement partiellement annulés par un bénéfice net plus élevé.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2012
			Troisième trimestre				Neuf mois
en millions de dollars canadiens			2012		2011		2012		2011
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
	Secteur amont		498		534		1 400		1 686
	Secteur aval		536		272		1 223		612
	Produits chimiques		37		37		121		111
	Comptes non sectoriels		(31)		16		(54)		(43)
	Bénéfice net		1 040		859		2 690		2 366
Produits et autres revenus
	Secteur amont		2 069		2 258		6 620		7 140
	Secteur aval		7 535		6 956		20 765		19 781
	Produits chimiques		369		416		1 211		1 281
	Éliminations/Autres		(1 637)		(1 685)		(5 212)		(5 612)
	Total		8 336		7 945		23 384		22 590
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur amont		593		781		2 354		2 605
	Secteur aval		5 818		5 596		16 073		16 012
	Produits chimiques		254		304		850		940
	Éliminations		(1 639)		(1 688)		(5 220)		(5 618)
	Achats de pétrole brut et de produits		5 026		4 993		14 057		13 939
Charges de production et de fabrication
	Secteur amont		671		627		1 963		1 822
	Secteur aval		357		347		1 197		1 099
	Produits chimiques		46		43		138		133
	Charges de production et de fabrication		1 074		1 017		3 298		3 054
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
	Secteur amont		1 376		1 051		3 793		2 753
	Secteur aval		27		48		80		120
	Produits chimiques		1		-		3		3
	Comptes non sectoriels		5		5		14		12
	Dépenses en immobilisations et frais d'exploration		1 409		1 104		3 890		2 888
	Charges d'exploration imputées aux produits compris ci-dessus		21		17		67		76

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2012
Données d'exploitation			Troisième trimestre				Neuf mois
			2012		2011		2012		2011
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
	Cold Lake		152		162		154		159
	Syncrude		78		75		70		75
	Pétrole classique		19		12		20		17
	Total de la production de pétrole brut		249		249		244		251
	LGN mis en vente		4		5		5		5
	Total de la production de pétrole brut et de LGN		253		254		249		256
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			188		252		194		259
Production brute en équivalent pétrole a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)			285		296		281		299
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
	Cold Lake		126		124		120		119
	Syncrude		75		70		67		70
	Classique		15		9		15		12
	Total de la production de pétrole brut		216		203		202		201
	LGN mis en vente		3		4		3		4
	Total de la production de pétrole brut et de LGN		219		207		205		205
			-				-
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			182		211		197		229
Production nette en équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)			249		242		238		243
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)			191		205		200		208
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)			5		9		8		9
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			185		230		183		241
Prix de vente moyen (en dollars canadiens)
	Pétrole brut classique (le baril)		77,25		74,31		77,43		83,64
	LGN (le baril)		38,43		54,31		43,76		58,67
	Gaz naturel (le millier de pieds cubes)		2,18		3,56		2,12		3,70
	Pétrole synthétique (le baril)		90,25		97,89		93,04		100,48
	Bitume (le baril)		59,86		58,23		61,07		60,90
Débit total des raffineries (en milliers de barils par jour)			449		436		424		429
Utilisation de la capacité de raffinage (%)			89		86		84		85
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
	Essence		240		230		220		218
	Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur		161		160		148		158
	Mazout lourd		34		26		30		27
	Huiles lubrifiantes et autres produits		58		48		42		43
	Ventes nettes de produits pétroliers		493		464		440		446
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)			252		257		780		778

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

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2012
							Bénéfice net
			Bénéfice net (PCGR des États-Unis)				par action ordinaire
			(en millions de dollars canadiens)				(en dollars)
2008
Premier trimestre			681						0,76
Deuxième trimestre			1 148						1,29
Troisième trimestre			1 389						1,57
Quatrième trimestre			660						0,77
Exercice			3 878						4,39
2009
Premier trimestre			289						0,34
Deuxième trimestre			209						0,25
Troisième trimestre			547						0,64
Quatrième trimestre			534						0,63
Exercice			1 579						1,86
2010
Premier trimestre			476						0,56
Deuxième trimestre			517						0,61
Troisième trimestre			418						0,49
Quatrième trimestre			799						0,95
Exercice			2 210						2,61
2011
Premier trimestre			781						0,92
Deuxième trimestre			726						0,86
Troisième trimestre			859						1,01
Quatrième trimestre			1 005						1,19
Exercice			3 371						3,98
2012
Premier trimestre			1 015						1,20
Deuxième trimestre			635						0,75
Troisième trimestre			1 040						1,22

 

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

403-237-2710