L'Impériale publie les résultats d'exploitation et financiers du deuxième trimestre



    CALGARY, le 2 août /CNW/ - L'Impériale a déclaré aujourd'hui un bénéfice
net pour le deuxième trimestre de 2007 de 712 M$ (0,76 $ l'action) contre 837
M$ (0,85 $ l'action) pour la période correspondante de l'exercice précédent.
Le bénéfice net du premier semestre de l'exercice s'est élevé à 1 486 M$ (1,57
$ l'action) contre 1 428 M$ (1,44 $ l'action) pour le premier semestre de
2006.
    Le bénéfice du deuxième trimestre a été inférieur à celui de la période
correspondante de 2006 par suite principalement de l'absence des retombées
favorables qu'ont eues les modifications de taux d'imposition déclarées au
deuxième trimestre de l'exercice précédent, de la hausse des charges liées à
la rémunération à base d'actions et de la baisse du prix touché pour le
pétrole brut. Ces facteurs ont été en partie annulés par l'élargissement des
marges de raffinage et de commercialisation dans l'ensemble du secteur et par
l'incidence favorable qu'a eue la diminution des activités liées à des projets
et à l'entretien des raffineries.
    Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration se sont élevés
à 200 M$ au deuxième trimestre, contre 283 M$ au cours du trimestre
correspondant de 2006. Pour le premier semestre de 2007, ces frais et dépenses
se sont établis à 416 M$ contre 605 M$ pour la période correspondante de
l'exercice précédent. Au cours du premier semestre de 2007, la compagnie a
racheté environ 26,6 millions d'actions en contrepartie de 1 191 M$. Au 30
juin 2007, le solde de l'encaisse et des titres négociables de la compagnie
s'élevait à 2 037 M$ contre 2 158 M$ à la fin de 2006.
    "L'approche cohérente de l'Impériale en matière d'investissement, jumelée
à l'importance accordée à l'excellence opérationnelle, continue de produire de
solides résultats, a déclaré le président du Conseil, président et chef de la
direction de l'Impériale, Tim Hearn. Notre priorité est de financer toutes les
possibilités d'investissement de qualité pour ensuite verser les surplus aux
actionnaires. Certains événements du deuxième trimestre témoignent de cet
engagement, soit l'acquisition d'avoirs fonciers supplémentaires dans le Nord,
le relèvement du dividende trimestriel et la poursuite du programme de rachat
d'actions", a-t-il précisé.
    L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du Canada et l'un
des chefs de file de l'industrie pétrolière du pays. C'est l'un des principaux
producteurs de pétrole brut et de gaz naturel. C'est aussi le principal
raffineur de pétrole du pays et le détenteur d'une importante part du marché
des produits pétroliers, vendus principalement sous les marques Esso et Mobil
par un réseau d'approvisionnement pancanadien qui comprend près de 2 000
stations service.

    Faits saillants

    Acquisition d'une parcelle à explorer dans la mer de Beaufort
    En juillet, l'Impériale, de concert avec le coentrepreneur ExxonMobil
Canada, a acquis les droits d'exploration d'une parcelle dans la mer de
Beaufort. La quote-part de 50 % de la compagnie dans les frais d'exploration
prévus se chiffre à environ 293 M$, l'engagement minimal se chiffrant à 73 M$.
Cette parcelle constitue un ajout important aux avoirs fonciers non mis en
valeur de l'Impériale. Bien que l'Arctique demeure une zone pionnière à forte
intensité technologique dont le potentiel est élevé, elle offre la possibilité
d'accroître les ressources de la compagnie dans la mer de Beaufort et
s'inscrit dans la logique de son intérêt renouvelé pour le développement
énergétique au Canada.

    Déclaration du dividende du deuxième trimestre, en hausse de plus de 12 %
    En mai, l'Impériale a déclaré un dividende trimestriel de 0,09 $ l'action
sur les actions ordinaires en circulation de la compagnie, payable le 1er
juillet 2007 aux actionnaires inscrits sur les registres à la fermeture des
bureaux le 6 juin 2007. Le dividende du premier trimestre du présent exercice
s'élevait à 0,08 $ l'action. La compagnie sert un dividende tous les ans
depuis plus d'un siècle et a relevé le dividende qu'elle verse annuellement au
cours des treize dernières années.

    Poursuite du programme de rachat d'actions
    En juin, l'Impériale a obtenu de la Bourse de Toronto l'autorisation de
lancer une autre offre publique de rachat d'actions dans le cours normal des
activités(*) pour prolonger le programme de rachat d'actions existant. La
compagnie sera autorisée à racheter jusqu'à 5 % des actions ordinaires
actuellement en circulation, soit environ 46,5 millions d'actions, au cours
des 12 prochains mois. Comme dans le passé, Exxon Mobil Corporation
participera au nouveau programme afin de maintenir sa participation dans
l'Impériale à 69,6 %.

    
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    (*) On peut se procurer, sans frais, un exemplaire de l'avis d'intention
    de lancer une offre publique de rachat d'actions dans le cours normal des
    activités déposé auprès de la Bourse de Toronto le 21 juin 2007, sur
    www.sedar.com ou en s'adressant à l'Impériale, à l'attention du vice
    président, directeur juridique et secrétaire général, au 237 4th Avenue
    S.W., Calgary, Alberta, Canada T2P 3M9.



                     Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

    -------------------------------------------------------------------------
    Faits saillants de nature financière (sans vérification)
    -------------------------------------------------------------------------
                                             Deuxième        Semestre terminé
                                             trimestre          le 30 juin
                                          2007      2006      2007      2006
                                        -----------------   -----------------
    Bénéfice net
    (en millions de dollars, selon
     les PCGR des Etats-Unis)
      Ressources naturelles                460       754     1 023     1 151
      Produits pétroliers                  314        62       512       261
      Produits chimiques                    22        31        50        70
      Comptes non sectoriels               (84)      (10)      (99)      (54)
                                        -----------------   -----------------
    Bénéfice net (selon les PCGR
     des Etats-Unis)                       712       837     1 486     1 428
                                        -----------------   -----------------

    Flux de trésorerie d'exploitation    1 125       926     1 400       888
    Dépenses en immobilisations et
     frais d'exploration                   200       283       416       605

    Données par action (en dollars)
      Bénéfice net de base                0,76      0,85      1,58      1,45
      Bénéfice net dilué                  0,76      0,85      1,57      1,44
      Dividendes                          0,09      0,08      0,17      0,16

      Cours de l'action - à la clôture
       le 30 juin
      Bourse de Toronto
       (en dollars canadiens)                                49,59     40,78
      American Stock Exchange
       (en dollars américains)                               46,34     36,50

    


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    RAPPORT DE GESTION
    -------------------------------------------------------------------------

    RESULTATS D'EXPLOITATION
    ------------------------
    Le bénéfice net de la compagnie pour le deuxième trimestre de 2007 s'est
élevé à 712 M$ (0,76 $ l'action) sur une base diluée, comparativement à 837 M$
(0,85 $ l'action) pour la période correspondante de l'exercice précédent. Le
bénéfice net du premier semestre de 2007 s'est chiffré à 1 486 M$ (1,57 $
l'action) sur une base diluée, contre 1 428 M$ (1,44 $ l'action) pour le
premier semestre de 2006.
    Le bénéfice du deuxième trimestre a été inférieur à celui de la période
correspondante de 2006, par suite principalement de l'absence de l'incidence
favorable qu'ont eue les modifications de taux d'imposition qui avaient ajouté
environ 120 M$ aux résultats déclarés au deuxième trimestre de 2006, et de la
hausse des charges liées à la rémunération à base d'actions de 65 M$ environ.
Le bénéfice a aussi reculé du fait de la baisse du prix touché pour le pétrole
brut, qui a retranché environ 120 M$ aux résultats, et de la hausse des coûts
d'énergie et des frais d'exploration de 50 M$ environ. Ces facteurs ont été en
partie annulés par l'élargissement des marges de raffinage et de
commercialisation dans l'ensemble du secteur, qui ont ajouté 115 M$ aux
résultats, par les retombées favorables d'environ 100 M$ consécutives à la
diminution des activités liées à l'entretien des raffineries et à des projets,
et à la hausse des prix obtenus pour les liquides du gaz naturel (LGN) et le
gaz naturel, qui a rapporté environ 30 M$.
    Pour le premier semestre, le bénéfice a augmenté par suite surtout de
l'élargissement généralisé des marges de raffinage et de commercialisation,
qui a ajouté 160 M$ aux résultats, et de la hausse de la production de
Syncrude, qui a rapporté environ 80 M$. Les gains à la cession d'actifs ont
aussi été plus élevés en 2007 d'environ 50 M$. La hausse du bénéfice a été en
partie annulée par la diminution de la production d'hydrocarbures classiques,
qui a retranché environ 105 M$, et par l'absence des retombées favorables
d'environ 120 M$ qu'avaient eues les modifications de taux d'imposition
déclarées en 2006.

    Ressources naturelles
    Le bénéfice net tiré des ressources naturelles pour le deuxième trimestre
s'est établi à 460 M$ contre 754 M$ pour la période correspondante de 2006. Le
bénéfice a régressé principalement par suite de la baisse du prix touché pour
le pétrole brut, qui a retranché environ 120 M$, de la hausse des coûts
d'énergie et des frais d'exploration d'environ 50 M$ et de l'appréciation du
dollar canadien qui a retranché environ 15 M$. Le bénéfice a aussi reculé du
fait des réductions de taux d'imposition d'environ 160 M$ dont avait bénéficié
le deuxième trimestre de 2006. Ces facteurs ont été en partie contrebalancés
par l'augmentation des prix touchés pour les LGN et le gaz naturel, qui ont
totalisé environ 30 M$. L'incidence des volumes de production sur le bénéfice
a été mixte, la hausse de la production nette de Cold Lake et de Syncrude, qui
a rapporté environ 60 M$, ayant été en partie effacée par la baisse de la
production de gaz naturel, qui a retranché environ 35 M$.
    Le bénéfice net du premier semestre s'est dégagé à 1 023 M$ contre 1 151
M$ au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. Le bénéfice
a fléchi essentiellement par suite de la baisse de la production de pétrole
brut classique, de LGN et de gaz naturel, qui a retranché environ 105 M$. Le
bénéfice a aussi été inférieur du fait de l'absence de l'incidence des
réductions de taux d'imposition d'environ 160 M$ déclarées en 2006. Ces
facteurs ont été en partie contrebalancés par l'augmentation de la production
de Syncrude, qui a rapporté environ 80 M$. La hausse du prix obtenu pour le
pétrole lourd de Cold Lake, qui a rapporté environ 25 M$, a été annulée par la
baisse du prix touché pour le gaz naturel, qui a retranché environ 30 M$. Les
gains à la cession d'actifs ont été supérieurs d'environ 50 M$ en 2007.
    Le prix moyen touché par la compagnie pour le pétrole brut classique a
reculé d'environ 11 % au deuxième trimestre et d'environ 7 % au cours du
premier semestre par rapport aux périodes correspondantes de l'exercice
précédent, reflétant ainsi le recul des cours mondiaux du pétrole. Le prix
moyen obtenu pour le pétrole lourd de Cold Lake au deuxième trimestre a cédé
plus de 20 % par rapport au deuxième trimestre de 2006, l'écart entre les prix
du brut léger et du brut lourd de Cold Lake s'étant creusé. Cependant, pour le
premier semestre de 2007, le prix moyen touché pour le pétrole lourd de Cold
Lake est resté légèrement supérieur à celui de la période correspondante de
2006. Le prix obtenu pour le gaz naturel s'est établi en moyenne à 7,61 $ le
millier de pieds cubes au deuxième trimestre, contre 6,52 $ pour le trimestre
correspondant de l'exercice précédent. Pour le premier semestre, le prix
touché pour le gaz naturel s'est élevé en moyenne à 7,68 $ le millier de pieds
cubes en 2007, contre 7,99 $ au cours de la période correspondante de 2006.
    La production brute de pétrole brut et de LGN du deuxième trimestre s'est
élevée à 263 000 barils par jour, contre 273 000 au deuxième trimestre de
2006. Pour le premier semestre de l'exercice en cours, la production brute de
pétrole brut et de LGN s'est établie en moyenne à 266 000 barils par jour,
contre 269 000 pour la période correspondante de 2006.
    La production brute de pétrole lourd de Cold Lake a atteint en moyenne
150 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre, contre 157 000 pour le
trimestre correspondant de l'exercice précédent. Pour le premier semestre,
cette production brute s'est élevée à 148 000 barils par jour contre 154 000
pour la période correspondante de 2006. Le recul de la production est avant
tout attribuable aux travaux d'entretien et à la nature cyclique de la
production de Cold Lake.
    La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est
élevée à 66 000 barils par jour au deuxième trimestre, contre 60 000 au cours
de la période correspondante de l'exercice précédent. Pour le premier
semestre, cette quote-part s'est établie en moyenne à 70 000 barils par jour
en 2007 contre 56 000 pour la période correspondante de 2006. La production
accrue de la nouvelle unité de cokéfaction de la troisième phase a été en
partie annulée par la baisse de la production consécutive aux travaux
d'entretien systématique.
    Au deuxième trimestre, la production brute de pétrole brut classique
s'est élevée en moyenne à 29 000 barils par jour contre 31 000 au cours de la
période correspondante de 2006. Pour le premier semestre, cette production
s'est établie en moyenne à 30 000 barils par jour contre 32 000 au cours de la
période correspondante de 2006. Le recul de la production s'explique par la
diminution naturelle du rendement des gisements du bassin de l'Ouest canadien.
    La production brute de LGN mis en vente s'est établie à 18 000 barils par
jour pour le deuxième trimestre, contre 25 000 barils pour le trimestre
correspondant de l'exercice précédent. Au cours du premier semestre de 2007,
la production brute de LGN mis en vente a reculé pour s'établir à 18 000
barils par jour, alors qu'elle avait été de 27 000 pour la période
correspondante de 2006, ce recul s'expliquant avant tout par la diminution de
la teneur en LGN du gaz produit à Wizard Lake.
    La production brute de gaz naturel au cours du deuxième trimestre de 2007
s'est élevée à 492 millions de pieds cubes par jour contre 557 millions de
pieds cubes pour la période correspondante de l'exercice précédent. Au terme
du premier semestre de l'exercice en cours, la production brute s'est établie
à 508 millions de pieds cubes par jour contre 568 millions pour le premier
semestre de 2006. Le recul de la production est avant tout imputable à la
baisse de la production du chapeau de gaz de Wizard Lake et à la diminution
naturelle du rendement d'autres propriétés productrices dans le bassin de
l'Ouest canadien.
    En avril, le puits d'exploration foré avec les coentrepreneurs dans le
bassin Orphan, au large de la côte Est de Terre-Neuve, a été achevé. Les frais
d'exploration liés à ce puits ont été pris en compte dans les résultats du
deuxième trimestre. Les résultats de ce forage serviront à planifier les
futurs forages dans la région.
    En juillet, la compagnie a, avec le coentrepreneur ExxonMobil Canada,
acquis les droits d'exploration d'une parcelle dans la mer de Beaufort. La
quote-part de 50 % de la compagnie dans les frais d'exploration projetés
s'élèverait à environ 293 M$, l'engagement minimal à ce titre étant de 73 M$.

    Produits pétroliers
    Le bénéfice net tiré des produits pétroliers a atteint un sommet de 314
M$ au deuxième trimestre de 2007, en hausse de 252 M$ par rapport à la période
correspondante de l'exercice précédent. L'élargissement des marges de
raffinage et de commercialisation dans l'ensemble du secteur, qui a rapporté
environ 115 M$, et l'incidence favorable sur les marges et les charges
d'environ 100 M$ liées à la réduction des travaux d'entretien et de l'activité
liée aux projets en cours ont été les principaux facteurs à l'origine de cette
hausse. Le bénéfice a aussi augmenté du fait de l'absence de l'incidence
défavorable qu'ont eue les modifications de taux d'imposition qui avaient
retranché environ 40 M$ des résultats du deuxième trimestre de 2006.
    Le bénéfice net du premier semestre s'est dégagé à 512 M$ contre 251 M$
pour la période correspondante de 2006. L'augmentation du bénéfice est avant
tout attribuable à l'élargissement des marges de raffinage et de
commercialisation dans l'ensemble du secteur, qui a rapporté environ 160 M$,
et aux retombées favorables d'environ 50 M$ qu'a eues la baisse des travaux
d'entretien dans les raffineries et de l'activité liée aux projets en cours.
Le bénéfice a aussi monté du fait de l'absence de l'incidence défavorable
qu'ont eue les modifications de taux d'imposition en ayant retranché environ
40 M$ des résultats de 2006.

    Produits chimiques
    Le bénéfice net tiré des produits chimiques s'est élevé à 22 M$ au
deuxième trimestre, contre 31 M$ pour la période correspondante de l'exercice
précédent. Le bénéfice net du premier semestre s'est chiffré à 50 M$ contre 70
M$ pour celui de 2006. La diminution du bénéfice découle principalement de la
contraction des marges sur les produits à base de polyéthylène dans l'ensemble
du secteur.

    Comptes non sectoriels
    Les résultats nets des comptes non sectoriels ont affiché un solde
négatif de 84 M$ au deuxième trimestre, contre un solde négatif de 10 M$ pour
la période correspondante de 2006. Les résultats nets du premier semestre ont
donné lieu à un solde négatif de 99 M$ contre un solde négatif de 54 M$ pour
l'exercice précédent. L'évolution défavorable des résultats est avant tout
imputable à la hausse des charges liées à la rémunération à base d'actions.

    TRESORERIE ET 

SOURCES DE FINANCEMENT ------------------------------------ Les flux de trésorerie d'exploitation ont atteint 1 125 M$ au deuxième trimestre de 2007, soit 199 M$ de plus que pour la période correspondante de l'exercice précédent. Cette augmentation s'explique avant tout par la baisse des besoins en fonds de roulement. Depuis le début de l'exercice en cours, les flux de trésorerie d'exploitation ont atteint 1 400 M$, en hausse de 512 M$ par rapport au premier semestre de 2006. Les principales raisons de cette augmentation sont la baisse des besoins en fonds de roulement et la diminution des fonds à affecter aux régimes de retraite des employés. Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration se sont chiffrés à 200 M$ au deuxième trimestre, en regard de 283 M$ pour le trimestre correspondant de 2006, et à 416 M$ pour le premier semestre de 2007 contre 605 M$ pour la période correspondante de l'exercice précédent. La diminution des dépenses est avant tout attribuable à l'achèvement de la troisième phase de l'agrandissement de l'unité de valorisation de Syncrude et à la fin du projet visant à fabriquer du carburant diesel à très faible teneur en soufre. En 2007, dans le secteur des ressources naturelles, les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration ont servi à poursuivre les forages d'extension et les programmes en cours à Cold Lake pour maintenir et accroître la capacité de production, à faire des forages dans les gisements classiques de l'Ouest du Canada et à faire progresser les projets d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl et du gaz du Mackenzie. Dans le secteur des produits pétroliers, les dépenses en immobilisations ont été affectées principalement à des projets visant à accroître l'efficacité opérationnelle et à moderniser le réseau des points de vente Esso. Au deuxième trimestre de 2007, la compagnie a racheté à leur échéance les 404 M$ restants de ses billets à moyen terme, pour les remplacer par du papier commercial à court terme canadien. Au cours de cette période, la compagnie a aussi remboursé un emprunt à taux variable de 250 M$ à son échéance pour le remplacer par un emprunt à taux variable à long terme de 250 M$ contracté auprès d'un membre du groupe Exxon Mobil Corporation, à un taux d'intérêt équivalant aux taux du marché canadien. En juin, la compagnie a obtenu de la Bourse de Toronto l'autorisation de lancer une autre offre publique de rachat d'actions dans le cours normal des activités pour prolonger le programme de rachat d'actions venu à échéance le 22 juin 2007. Le nouveau programme permet à la compagnie de racheter 46,5 millions d'actions au cours de la période allant du 25 juin 2007 au 24 juin 2008. Au cours du premier semestre de 2007, la compagnie a racheté environ 26,6 millions d'actions contre 1 191 M$. Les dividendes versés au cours du premier semestre de 2007 ont atteint 152 M$, alors qu'ils avaient été de 159 M$ au cours de la période correspondante de 2006. Le rachat accru d'actions a réduit le nombre d'actions en circulation et donc le versement de dividendes. Le 22 mai 2007, la compagnie a déclaré un dividende trimestriel de 0,09 $ l'action, en hausse de 0,01 $ par rapport au trimestre précédent, payable le 1er juillet 2007. Les facteurs précités ont entraîné une diminution du solde de l'encaisse et des titres négociables de la compagnie, qui s'établissait à 2 037 M$ au 30 juin 2007, comparativement à 2 158 M$ à la fin de 2006. INFORMATION QUANTITATIVE ET QUALITATIVE SUR LES RISQUES DE MARCHE ----------------------------------------------------------------- L'information sur les risques de marché pour le semestre terminé le 30 juin 2007 ne diffère pas sensiblement de celle qui figure à la page 31 du rapport annuel de l'exercice terminé le 31 décembre 2006 et dans le rapport intermédiaire du trimestre terminé le 31 mars 2007. ------------------------------------------------------------------------- Ce rapport peut contenir des renseignements de nature prospective. Les résultats réels peuvent différer sensiblement par suite de l'état du marché, des modifications apportées aux lois et aux politiques gouvernementales, de changements touchant les conditions et les charges d'exploitation, les calendriers des projets, le rendement de l'exploitation, la demande de pétrole et de gaz, la négociation d'ententes commerciales ou d'autres facteurs d'ordre économique et technique. ------------------------------------------------------------------------- Compagnie Pétrolière Impériale Ltée ------------------------------------------------------------------------- ETAT CONSOLIDE DES RESULTATS (selon les PCGR des Etats-Unis, sans vérification) Semestre terminé Deuxième trimestre le 30 juin en millions de dollars canadiens 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Produits d'exploitation a) b) 6,299 6,604 12,066 12,390 Revenus de placement et d'autres sources 4) 40 84 207 116 ------------------- ------------------- TOTAL DES PRODUITS ET AUTRES REVENUS 6,339 6,688 12,273 12,506 ------------------- ------------------- CHARGES Exploration 43 3 71 13 Achats de pétrole brut et de produits c) 3,470 3,868 6,623 7,002 Production et fabrication 5) d) 888 925 1,734 1,847 Frais de vente et frais généraux 5) 385 277 671 615 Taxe d'accise fédérale a) 324 315 629 618 Amortissement et épuisement 198 214 387 430 Frais de financement 6) e) 11 2 23 7 ------------------- ------------------- TOTAL DES CHARGES 5,319 5,604 10,138 10,532 ------------------- ------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES 1,020 1,084 2,135 1,974 IMPOTS SUR LES BENEFICES 308 247 649 546 ------------------- ------------------- BENEFICE NET 3) 712 837 1,486 1,428 ------------------- ------------------- BENEFICE NET PAR ACTION ORDINAIRE - RESULTAT DE BASE (en dollars) 9) 0.76 0.85 1.58 1.45 BENEFICE NET PAR ACTION ORDINAIRE - RESULTAT DILUE (en dollars) 9) 0.76 0.85 1.57 1.44 DIVIDENDES PAR ACTION ORDINAIRE (en dollars) 9) 0.09 0.08 0.17 0.16 a) Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation 324 315 629 618 b) Sommes remboursables par des apparentés comprises dans les produits d'exploitation 407 628 846 1,121 c) Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les achats de pétrole brut et de produits 797 858 1,547 1,983 d) Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les frais de production et de fabrication 47 36 81 69 e) Sommes remboursables à des apparentés comprises dans les frais de financement 8 8 17 15 Les notes afférentes aux états financiers font partie intégrante de ces états financiers. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée ------------------------------------------------------------------------- ETAT CONSOLIDE DES FLUX DE TRESORERIE (selon les PCGR des Etats-Unis, sans vérification) Semestre terminé rentrées (sorties) Deuxième trimestre le 30 juin en millions de dollars canadiens 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- ACTIVITES D'EXPLOITATION Bénéfice net 712 837 1,486 1,428 Ajustement au titre d'éléments hors trésorerie : Amortissement et épuisement 198 214 387 430 (Gain) perte à la vente d'actifs, après impôts 4) (8) (46) (101) (54) Charge d'impôts futurs et autres (20) (138) 51 (43) Variation de l'actif et du passif d'exploitation : Comptes débiteurs (116) (191) (232) 20 Stocks et frais payés d'avance 71 243 (198) (209) Impôts sur les bénéfices à payer 16 68 (408) (295) Comptes créditeurs 210 (91) 480 (127) Autres postes - montant net a) 62 30 (65) (262) ------------------- ------------------- FLUX DE TRESORERIE LIES AUX ACTIVITES D'EXPLOITATION 1,125 926 1,400 888 ------------------- ------------------- ACTIVITES D'INVESTISSEMENT Ajouts aux immobilisations corporelles et incorporelles (184) (280) (372) (592) Produit de la vente d'actifs 17 107 186 134 Prêts à une société dans laquelle la compagnie détient une participation en actions (1) (1) (1) (2) ------------------- ------------------- FLUX DE TRESORERIE LIES AUX ACTIVITES D'INVESTISSEMENT (168) (174) (187) (460) ------------------- ------------------- ACTIVITES DE FINANCEMENT Dette à court terme - montant net 405 72 405 72 Remboursement de la dette à long terme (654) (71) (655) (72) Emission d'emprunts à long terme 250 - 250 - Emission d'actions ordinaires dans le cadre du régime d'options sur actions 7 3 9 4 Actions ordinaires rachetées 9) (622) (395) (1,191) (937) Dividendes versés (76) (79) (152) (159) ------------------- ------------------- FLUX DE TRESORERIE LIES AUX ACTIVITES DE FINANCEMENT (690) (470) (1,334) (1,092) ------------------- ------------------- AUGMENTATION (DIMINUTION) DE L'ENCAISSE 267 282 (121) (664) ENCAISSE AU DEBUT DE LA PERIODE 1,770 715 2,158 1,661 ------------------- ------------------- ENCAISSE A LA FIN DE LA PERIODE 2,037 997 2,037 997 ------------------- ------------------- a) Comprend la cotisation aux régimes enregistrés de retraite. (6) (3) (153) (356) Les notes afférentes aux états financiers font partie intégrante de ces états financiers. Compagnie Pétrolière Impériale Ltée ------------------------------------------------------------------------- BILAN CONSOLIDE (selon les PCGR des Etats-Unis, sans vérification) Au Au 30 juin 31 déc. en millions de dollars canadiens 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- ACTIF Actif à court terme Encaisse 2,037 2,158 Comptes débiteurs, déduction faite des créances douteuses estimatives 2,104 1,871 Stocks de pétrole brut et de produits 740 556 Matières, fournitures et frais payés d'avance 165 151 Actif d'impôts futurs 611 573 --------------------- Total de l'actif à court terme 5,657 5,309 Placements, participations et autres actifs à long terme 649 104 Immobilisations corporelles, déduction faite de l'amortissement cumulé et de l'épuisement 22,540 22,478 Immobilisations corporelles - montant net 12,164 12,021 --------------------- 10,376 10,457 Ecart d'acquisition 204 204 Autres actifs incorporels - montant net 65 67 --------------------- TOTAL DE L'ACTIF 16,951 16,141 --------------------- PASSIF Passif à court terme Dette à court terme 575 171 Comptes créditeurs et charges à payer 8) a) 3,567 3,080 Impôts sur les bénéfices à payer 1,161 1,190 Tranche de la dette à long terme échéant à moins d'un an 7) b) 572 907 --------------------- Total du passif à court terme 5,875 5,348 Dette à long terme 7) c) 289 359 Autres obligations à long terme 8) 1,769 1,683 Passif d'impôts futurs 1,446 1,345 --------------------- TOTAL DU PASSIF 9,379 8,735 CAPITAUX PROPRES Actions ordinaires à la valeur attribuée 9) d) 1,639 1,677 Bénéfices non répartis 10) 6,659 6,462 Cumul des autres variations du résultat étendu 11) (726) (733) --------------------- TOTAL DES CAPITAUX PROPRES 7,572 7,406 --------------------- TOTAL DU PASSIF ET DES CAPITAUX PROPRES 16,951 16,141 --------------------- a) Les comptes créditeurs et les charges à payer comprennent des sommes remboursables à des apparentés de 213 M$ (151 M$ en 2006). b) La tranche de la dette à long terme échéant à moins d'un an comprend des sommes remboursables à des apparentés de 568 M$ (500 M$ en 2006). c) La dette à long terme comprend des sommes remboursables à des apparentés de 250 M$ (318 M$ en 2006). d) Le nombre d'actions ordinaires en circulation était de 927 millions (953 millions en 2006). Les notes afférentes aux états financiers font partie intégrante de ces états financiers. ------------------------------------------------------------------------- Approuvé par le Conseil le 2 août 2007 Président du Conseil, président et Contrôleur et chef de la direction vice-président principal, Finances et administration ------------------------------------------------------------------------- Compagnie Pétrolière Impériale Ltée ------------------------------------------------------------------------- NOTES AFFERENTES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES (sans vérification) ------------------------------------------------------------------------- 1. Base de la présentation des états financiers Les états financiers consolidés non vérifiés ont été dressés conformément aux principes comptables généralement reconnus des Etats-Unis d'Amérique et observent les mêmes conventions comptables et méthodes de calcul que celles des derniers états financiers consolidés annuels et doivent se lire en parallèle avec ceux-ci. De l'avis de la direction, l'information fournie dans les présentes reflète les régularisations et les ajustements connus qui sont nécessaires pour obtenir une présentation fidèle de la situation financière de la compagnie au 30 juin 2007 et au 31 décembre 2006, ainsi que des résultats d'exploitation et des variations des flux de trésorerie des semestres terminés les 30 juin 2007 et 2006. Ces ajustements sont de nature récurrente. Les activités d'exploration et de production de la compagnie sont comptabilisées selon la méthode de la capitalisation du coût de la recherche fructueuse. La présentation de l'exercice précédent a fait l'objet de certains reclassements afin d'être conforme à celle de 2007. Les résultats du semestre terminé le 30 juin 2007 ne sont pas nécessairement une indication des activités d'exploitation prévues pour l'ensemble de l'exercice. Tous les montants sont en dollars canadiens, sauf indication contraire. 2. Modification comptable au titre des incertitudes liées aux impôts sur les bénéfices Le 1er janvier 2007, la compagnie a adopté l'Interpretation No. 48 (le "FIN 48") intitulée Accounting for Uncertainty in Income Taxes publiée par le Financial Accounting Standards Board (FASB). Il s'agit d'une interprétation du Statement 109 du FASB intitulé Accounting for Income Taxes qui prescrit un modèle général de constatation, de mesure, de présentation et de publication, dans les états financiers, des positions fiscales incertaines que la compagnie a prises ou compte prendre dans ses déclarations fiscales. A l'adoption du FIN 48, la compagnie a constaté un gain transitoire d'environ 14 M$ dans les capitaux propres. Ce gain reflète la comptabilisation de plusieurs demandes de remboursement et des intérêts afférents, en partie annulé par une augmentation des réserves aux fins de l'impôt. Le montant des économies d'impôts non constatées au 1er janvier 2007 s'élevait à 142 M$. Le taux d'imposition effectif de la compagnie diminuera si l'une de ces économies d'impôts est constatée ultérieurement. Les économies d'impôts non constatées dont il est question ne figureront pas dans le tableau des obligations contractuelles du formulaire annuel 10-K de la compagnie, car celle-ci ne s'attend pas à ce que le règlement final ait une incidence sur sa trésorerie, les fonds généraux déposés auprès de l'Agence du revenu du Canada (ARC) étant suffisants. Les déclarations de 2002 à 2006 de la compagnie sont examinées par le fisc. L'ARC a proposé certains ajustements aux déclarations de la compagnie pour plusieurs exercices de la période 1987 à 2001. La direction évalue actuellement les ajustements proposés. Elle estime que plusieurs questions en suspens antérieures à 2002 devraient se régler en 2007. L'incidence des économies d'impôts non constatées et leur effet sur les résultats correspondants, le cas échéant, à la suite de ces questions ne devaient pas être importants. La compagnie classe les intérêts sur les soldes liés aux impôts comme des intérêts débiteurs ou créditeurs et les pénalités fiscales comme des charges d'exploitation. 3. Résultats par secteur Ressources Produits Produits Deuxième trimestre naturelles pétroliers chimiques en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Ventes externes a) 1,210 1,260 4,764 5,003 325 341 Ventes intersectorielles 832 1,024 551 605 91 80 Revenus de placement et d'autres sources 5 55 14 15 - - ----------------------------------------------- 2,047 2,339 5,329 5,623 416 421 ----------------------------------------------- CHARGES Exploration b) 43 3 - - - - Achats de pétrole brut et de produits 706 803 3,921 4,469 317 305 Production et fabrication 527 486 313 394 48 45 Frais de vente et frais généraux 2 4 244 244 17 19 Taxe d'accise fédérale - - 324 315 - - Amortissement et épuisement 134 156 60 55 2 3 Frais de financement 1 - 1 - - - ----------------------------------------------- TOTAL DES CHARGES 1,413 1,452 4,863 5,477 384 372 ----------------------------------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES 634 887 466 146 32 49 IMPOTS SUR LES BENEFICES 174 133 152 84 10 18 ----------------------------------------------- BENEFICE NET 460 754 314 62 22 31 ----------------------------------------------- Ventes à l'exportation aux Etats-Unis 547 530 280 226 185 199 Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 675 631 491 232 (7) 88 Dépenses en immobilisations et frais d'exploration b) 140 144 48 120 3 4 Comptes Chiffres Deuxième trimestre non sectoriels Eliminations consolidés en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Ventes externes a) - - - - 6,299 6,604 Ventes intersectorielles - - (1,474) (1,709) - - Revenus de placement et d'autres sources 21 14 - - 40 84 ----------------------------------------------- 21 14 (1,474) (1,709) 6,339 6,688 ----------------------------------------------- CHARGES Exploration b) - - - - 43 3 Achats de pétrole brut et de produits - - (1,474) (1,709) 3,470 3,868 Production et fabrication - - - - 888 925 Frais de vente et frais généraux 122 10 - - 385 277 Taxe d'accise fédérale - - - - 324 315 Amortissement et épuisement 2 - - - 198 214 Frais de financement 9 2 - - 11 2 ----------------------------------------------- TOTAL DES CHARGES 133 12 (1,474) (1,709) 5,319 5,604 ----------------------------------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES (112) 2 - - 1,020 1,084 IMPOTS SUR LES BENEFICES (28) 12 - - 308 247 ----------------------------------------------- BENEFICE NET (84) (10) - - 712 837 ----------------------------------------------- Ventes à l'exportation aux Etats-Unis - - - - 1,012 955 Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation (34) (25) - - 1,125 926 Dépenses en immobilisations et frais d'exploration b) 9 15 - - 200 283 a) Comprend les ventes de pétrole brut des Produits pétroliers visant à optimiser les opérations de raffinage. b) Les dépenses en immobilisations et d'exploration comprennent les frais d'exploration, les ajouts aux immobilisations corporelles et incorporelles et les ajouts aux contrats de location-acquisition. Semestre terminé Ressources Produits Produits le 30 juin naturelles pétroliers chimiques en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Ventes externes a) 2,349 2,406 9,082 9,281 635 703 Ventes intersectorielles 1,750 1,852 1,057 1,206 173 168 Revenus de placement et d'autres sources 140 65 24 23 - - ----------------------------------------------- 4,239 4,323 10,163 10,510 808 871 ----------------------------------------------- CHARGES Exploration b) 71 13 - - - - Achats de pétrole brut et de produits 1,424 1,465 7,578 8,143 601 619 Production et fabrication 1,036 1,045 604 705 94 98 Frais de vente et frais généraux 4 7 477 485 35 39 Taxe d'accise fédérale - - 629 618 - - Amortissement et épuisement 258 312 121 111 5 6 Frais de financement 3 - 1 - - - ----------------------------------------------- TOTAL DES CHARGES 2,796 2,842 9,410 10,062 735 762 ----------------------------------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES 1,443 1,481 753 448 73 109 IMPOTS SUR LES BENEFICES 420 330 241 187 23 39 ----------------------------------------------- BENEFICE NET 1,023 1,151 512 261 50 70 ----------------------------------------------- Ventes à l'exportation aux Etats-Unis 1,022 955 502 492 364 415 Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 942 816 472 69 (59) 67 Dépenses en immobilisations et frais d'exploration b) 311 361 83 215 6 4 Total de l'actif au 30 juin 7,880 7,278 6,795 6,696 515 490 Capital utilisé au 30 juin 4,220 4,580 3,424 3,387 344 286 Semestre terminé Comptes Chiffres le 30 juin non sectoriels Eliminations consolidés en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUITS ET AUTRES REVENUS Ventes externes a) - - - - 12,066 12,390 Ventes intersectorielles - - (2,980) (3,226) - - Revenus de placement et d'autres sources 43 28 - - 207 116 ----------------------------------------------- 43 28 (2,980) (3,226) 12,273 12,506 ----------------------------------------------- CHARGES Exploration b) - - - - 71 13 Achats de pétrole brut et de produits - - (2,980) (3,225) 6,623 7,002 Production et fabrication - - - (1) 1,734 1,847 Frais de vente et frais généraux 155 84 - - 671 615 Taxe d'accise fédérale - - - - 629 618 Amortissement et épuisement 3 1 - - 387 430 Frais de financement 19 7 - - 23 7 ----------------------------------------------- TOTAL DES CHARGES 177 92 (2,980) (3,226) 10,138 10,532 ----------------------------------------------- BENEFICE AVANT IMPOTS SUR LES BENEFICES (134) (64) - - 2,135 1,974 IMPOTS SUR LES BENEFICES (35) (10) - - 649 546 ----------------------------------------------- BENEFICE NET (99) (54) - - 1,486 1,428 ----------------------------------------------- Ventes à l'exportation aux Etats-Unis - - - - 1,888 1,862 Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 45 (64) - - 1,400 888 Dépenses en immobilisations et frais d'exploration b) 16 25 - - 416 605 Total de l'actif au 30 juin 2,069 1,283 (308) (501) 16,951 15,246 Capital utilisé au 30 juin 1,075 214 - - 9,063 8,467 a) Comprend les ventes de pétrole brut des Produits pétroliers visant à optimiser les opérations de raffinage. b) Les dépenses en immobilisations et d'exploration comprennent les frais d'exploration, les ajouts aux immobilisations corporelles et incorporelles et les ajouts aux contrats de location-acquisition. 4. Revenus de placement et d'autres sources Les revenus de placement et d'autres sources comprennent les gains et les pertes à la vente d'actifs suivants : Semestre terminé Deuxième trimestre le 30 juin en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Produit de la vente d'actifs 17 107 186 134 Valeur comptable des actifs vendus 9 40 47 56 ------------------ ------------------ Gain (perte) à la vente d'actifs, avant impôts a) 8 67 139 78 ------------------ ------------------ Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts a) 8 46 101 54 ------------------ ------------------ a) Le deuxième trimestre de 2006 a donné lieu à un gain de 56 M$ (38 M$ après impôts) à la vente des participations de la compagnie dans les biens producteurs Calmette et Westlock. 5. Avantages de retraite Les composantes du coût net des prestations constituées compris dans les postes Production et fabrication et Frais de vente et frais généraux, dans l'état consolidé des résultats, se détaillent de la façon suivante : Semestre terminé Deuxième trimestre le 30 juin en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Prestations de retraite : Coût des services rendus de la période 25 25 50 50 Intérêts débiteurs 62 59 123 119 Rendement prévu de l'actif des régimes (82) (75) (164) (150) Amortissement du coût des services passés 5 5 10 10 Perte actuarielle constatée 19 28 38 57 ------------------ ------------------ Coût net des prestations constituées 29 42 57 86 ------------------ ------------------ Avantages complémentaires de retraite Coût des services rendus de la période 2 2 3 4 Intérêts débiteurs 6 6 12 12 Perte actuarielle constatée 1 2 3 4 ------------------ ------------------ Coût net des prestations constituées 9 10 18 20 ------------------ ------------------ 6. Frais de financement Semestre terminé Deuxième trimestre le 30 juin en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Intérêts sur la dette 17 15 33 29 Intérêts capitalisés (9) (14) (16) (24) ------------------ ------------------ Intérêts débiteurs nets 8 1 17 5 Autres intérêts 3 1 6 2 ------------------ ------------------ Total des frais de financement 11 2 23 7 ------------------ ------------------ 7. Dette à long terme Au Au 30 juin 31 déc. 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Année Date d'échéance Taux En millions d'émission d'intérêt de dollars ------------------------------------------------------------------------- 2003 250 M$ échéant le 26 mai 2007 et 250 M$ échéant le 26 août 2007 variable - - 2003 19 janvier 2008 variable - 318 2007 26 mai 2009 a) variable 250 - ---------------- Dette à long terme 250 318 Contrats de location-acquisition 39 41 ---------------- Total de la dette à long terme b) 289 359 ---------------- a) La compagnie a remboursé un emprunt à taux variable de 250 M$ à l'échéance pour le remplacer par des emprunts à taux variable à long terme de 250 M$ contractés auprès d'une société affiliée à Exxon Mobil Corporation à des taux d'intérêt équivalant aux taux d'intérêt du marché canadien. b) Ces montants ne comprennent pas la tranche de la dette à long terme de 572 M$ (907 M$ au 31 décembre 2006) échéant à moins d'un an, portée au passif à court terme. 8. Autres obligations à long terme Au Au 30 juin 31 déc. en millions de dollars 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Avantages de retraite a) 897 1,017 Obligations liées à la mise hors service d'immobilisations et autres passifs environnementaux b) 438 438 Autres obligations 434 228 ------- ------- Total des autres obligations à long terme 1,769 1,683 ------- ------- a) Les obligations comptabilisées au titre des avantages de retraite comprennent aussi un montant de 55 M$ dans le passif à court terme (51 M$ au 31 décembre 2006). b) Les obligations liées à la mise hors service d'immobilisations et autres passifs environnementaux comprennent aussi un montant de 97 M$ dans le passif à court terme (97 M$ au 31 décembre 2006). 9. Actions ordinaires Au Au 30 juin 31 déc. en milliers d'actions 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Autorisées 1,100,000 1,100,000 Actions ordinaires en circulation 926,946 952,988 De 1995 à 2006, la compagnie a racheté des actions dans le cadre normal de ses activités, en vertu de douze programmes de rachat d'actions d'une durée de douze mois chacun et d'une offre d'achat par adjudication. Le 25 juin 2007, un autre programme de rachat d'actions d'une durée de douze mois a été lancé dans le cadre normal des activités qui autorise la compagnie à racheter 46,5 millions de ses actions (5 % des actions ordinaires qui étaient en circulation le 22 juin 2007), moins les actions qui seront achetées pour le régime d'épargne des employés et la caisse de retraite de la compagnie. Le résultat de ces opérations est présenté ci-dessous : En millions Exercice d'actions de dollars ------------------------------------------------------------------------- 1995 - 2005 750.1 8,635 2006 - deuxième trimestre 10.0 395 - exercice complet 45.5 1,818 2007 - deuxième trimestre 13.0 622 - depuis le début de l'exercice 26.6 1,191 Achats cumulatifs à ce jour 822.2 11,644 Exxon Mobil Corporation a pris part à ces programmes de manière à conserver sa participation de 69,6 % dans l'Impériale. L'excédent du coût d'achat sur la valeur attribuée des actions a été inscrit à titre de distribution de bénéfices non répartis. Le tableau ci-dessous présente le calcul du bénéfice net par action ordinaire : Semestre terminé Deuxième trimestre le 30 juin 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Bénéfice net par action ordinaire - résultat de base Bénéfice net (en millions de dollars) 712 837 1,486 1,428 Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation (en millions d'actions) 934.1 979.6 941.4 986.3 Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) 0.76 0.85 1.58 1.45 Bénéfice net par action ordinaire - résultat dilué Bénéfice net (en millions de dollars) 712 837 1,486 1,428 Nombre moyen pondéré d'actions ordinaires en circulation (en millions d'actions) 934.1 979.6 941.4 986.3 Incidence des primes à base d'actions versées aux employés (en millions d'actions) 5.8 4.4 5.7 4.4 ------------------- ------------------- Nombre moyen pondéré d'actions en circulation, compte tenu d'une dilution (en millions d'actions) 939.9 984.0 947.1 990.7 Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) 0.76 0.85 1.57 1.44 10. Bénéfices non répartis Semestre terminé Deuxième trimestre le 30 juin en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Bénéfices non répartis au début de la période 6,630 5,460 6,462 5,466 Incidence cumulative d'une modification comptable 2) - - 14 - Bénéfice net de la période 712 837 1,486 1,428 Achats d'actions au-dessus de la valeur attribuée (599) (377) (1,144) (895) Dividendes (84) (79) (159) (158) ------------------- ------------------- Bénéfices non répartis à la fin de la période 6,659 5,841 6,659 5,841 ------------------- ------------------- 11. Résultat étendu Semestre terminé Deuxième trimestre le 30 juin en millions de dollars 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- Bénéfice net 712 837 1,486 1,428 Ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite (amortissement exclu) - - (28) - Amortissement de l'ajustement du passif au titre des avantages postérieurs au départ à la retraite inclus dans le coût net des prestations constituées de la période 18 - 35 - ------------------- ------------------- Autres éléments du résultat étendu (déduction faite des impôts sur les bénéfices) 18 - 7 - ------------------- ------------------- Total du résultat étendu 730 837 1,493 1,428 ------------------- ------------------- 12. Information additionnelle consécutive à l'adoption du SFAS 158 Dans les états financiers sur Formulaire 10-K de 2006, la compagnie a constaté l'ajustement lié à l'adoption du Statement of Financial Accounting Standards No. 158 (SFAS 158), intitulé Employers' Accounting for Defined Benefit Pension and Other Post-retirement Plans, an amendment to FASB Statements No. 87, 88, 106 and 132(R), à titre d'élément du résultat étendu. Selon la directive réglementaire publiée ultérieurement, cet ajustement aurait dû être inscrit à titre d'ajustement au cumul des autres éléments du résultat étendu se terminant en 2006. Le montant inscrit par la compagnie à titre de résultat étendu pour 2006 (variations des capitaux propres non liées aux propriétaires) s'est élevé à 2 891 M$. Compte non tenu de l'ajustement négatif de 487 M$ par suite de l'adoption du SFAS 158 (qui a été déclaré séparément dans la note de bas de page du Formulaire 10-K de 2006 au titre des avantages de retraite), ce montant aurait été de 3 378 M$. La compagnie modifiera la présentation du résultat étendu de 2006 en conséquence (variations des capitaux propres non liées aux propriétaires) dans les états financiers sur Formulaire 10-K de 2007. ------------------------------------------------------------------------- DONNEES D'EXPLOITATION (sans vérification) Semestre terminé Deuxième trimestre le 30 juin 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- PRODUCTION BRUTE DE PETROLE BRUT ET DE LGN (en milliers de barils par jour) Cold Lake 150 157 148 154 Syncrude 66 60 70 56 Pétrole classique 29 31 30 32 ------------------- ------------------- Total de la production de pétrole brut 245 248 248 242 Liquides du gaz naturel (LGN) mis en vente 18 25 18 27 ------------------- ------------------- Total de la production de pétrole brut et de LGN 263 273 266 269 ------------------- ------------------- PRODUCTION NETTE DE PETROLE BRUT ET DE LGN (en milliers de barils par jour) Cold Lake 128 119 125 129 Syncrude 57 54 60 53 Pétrole classique 23 23 22 23 ------------------- ------------------- Total de la production de pétrole brut 208 196 207 205 Liquides du gaz naturel (LGN) mis en vente 13 20 14 22 ------------------- ------------------- Total de la production de pétrole brut et de LGN 221 216 221 227 ------------------- ------------------- VENTES DE BRUT FLUIDIFIE DE COLD LAKE (en milliers de barils par jour) 196 207 195 203 VENTES DE LGN (en milliers de barils par jour) 15 25 22 33 GAZ NATUREL (en millions de pieds cubes par jour) Production brute 492 557 508 568 Production nette 434 493 446 506 Ventes 442 509 460 521 PRIX DE VENTE MOYENS (en dollars canadiens) Pétrole brut classique (le baril) 67.73 75.70 64.94 69.54 LGN (le baril) 46.70 37.90 44.71 40.79 Gaz naturel (le millier de pieds cubes) 7.61 6.52 7.68 7.99 Brut de référence d'Edmonton (le baril) 73.71 80.48 70.79 74.71 Pétrole lourd de Hardisty (Bow River, le baril) 51.39 61.68 51.36 50.97 DEBIT TOTAL DES RAFFINERIES (en milliers de barils par jour) 410 366 402 425 UTILISATION DE LA CAPACITE DE RAFFINAGE (en pourcentage) 82 73 80 85 VENTES DE PRODUITS PETROLIERS (en millions de litres par jour) Essence 33.8 32.4 32.0 31.6 Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur 23.9 23.9 26.1 26.5 Mazout lourd 4.8 4.6 4.4 5.0 Huiles lubrifiantes et autres produits 7.7 7.9 6.7 7.2 ------------------- ------------------- Ventes nettes de produits pétroliers 70.2 68.8 69.2 70.3 ------------------- ------------------- VENTES DE PRODUITS PETROCHIMIQUES (en milliers de tonnes par jour) 3.0 3.0 3.0 3.0 ------------------------------------------------------------------------- DONNEES SUR LES ACTIONNAIRES, LA NEGOCIATION ET LE RENDEMENT (sans vérification) Semestre terminé Deuxième trimestre le 30 juin 2007 2006 2007 2006 ------------------------------------------------------------------------- RENDEMENT DU CAPITAL MOYEN UTILISE a) (sur quatre trimestres, en pourcentage) 34.9 38.1 RENDEMENT DE LA MOYENNE DES CAPITAUX PROPRES (sur quatre trimestres, en pourcentage) 41.7 46.7 COUVERTURE DES INTERETS PAR LE BENEFICE (sur quatre trimestres, nombre de fois couvert) 64.6 85.7 ACTIONNARIAT Actions en circulation (en milliers) Nombre moyen pondéré mensuellement 934,121 979,623 941,436 986,255 Au 30 juin 926,946 974,076 Nombre d'actionnaires Au 30 juin 13,286 13,822 COURS DE L'ACTION Bourse de Toronto (en dollars canadiens) Haut 54.70 43.33 54.70 43.33 Bas 41.77 36.18 37.40 35.36 A la clôture le 30 juin 49.59 40.78 American Stock Exchange (en dollars américains) Haut 50.35 39.64 50.35 39.64 Bas 36.90 32.50 31.87 30.54 A la clôture le 30 juin 46.34 36.50 a) Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net, exclusion faite des frais de financement après impôts, divisé par la moyenne du capital utilisé sur quatre trimestres. -------------------------------------------------------------------------

Renseignements :

Renseignements: Relations avec les investisseurs, Dee Brandes, (403)
237-4537; Relations avec les médias, Richard O'Farrell, (403) 237-2710


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