Compagnie Pétrolière Impériale Ltée FAITS SAILLANTS DE NATURE FINANCIÈRE (sans vérification) Trimestres terminés les 31 mars

2006

2005

Bénéfice net (en millions de dollars, selon les PCGR des États-Unis) Ressources naturelles Produits pétroliers Produits chimiques Comptes non sectoriels Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)

397 199 39 (44) 591

276 166 44 (93) 393

Flux de trésorerie d’exploitation Dépenses en immobilisations et d’exploration

(38) 322

(57) 325

Données par action (en dollars) Bénéfice net de base Bénéfice net dilué Dividendes

1,79 1,78 0,24

1,13 1,12 0,22

125,74 107,56

92,02 76,14

Cours de clôture de l’action le 31 mars Bourse de Toronto (en dollars canadiens) American Stock Exchange (en dollars américains) RAPPORT DE GESTION

RÉSULTATS D’EXPLOITATION Pour le premier trimestre de 2006, le bénéfice net de la compagnie s’est élevé à 591 M$ (1,78 $ par action) sur une base diluée, contre 393 M$ (1,12 $ par action) pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent. Les principaux facteurs à l’origine de la hausse du bénéfice ont été l’augmentation des prix obtenus dans le secteur des ressources naturelles et l’élargissement des marges de raffinage et de commercialisation, dont l’effet combiné a ajouté environ 260 M$ aux résultats. La solidité de l’exploitation a contribué aux volumes élevés de production du trimestre. Ces facteurs ont été en partie annulés par la hausse des coûts d’énergie, qui a retranché environ 55 M$, et par la montée du dollar canadien, qui a aussi retranché environ 55 M$. Les charges de rémunération à base d’actions ont diminué d’environ 50 M$ pour le trimestre écoulé. Les charges d’exploitation du premier trimestre se sont élevées à 5 786 M$ contre 5 940 M$ pour la période correspondante de l’exercice précédent. Ressources naturelles Pour le premier trimestre de 2006, le bénéfice net tiré des ressources naturelles s’est établi à 397 M$, en hausse de 121 M$ sur celui du premier trimestre de 2005. Cette augmentation est principalement attribuable à la hausse des prix obtenus pour le gaz naturel, le bitume de Cold Lake et le pétrole brut, ce qui a ajouté environ 185 M$ aux résultats, et à l’accroissement de la production de Syncrude, qui ajouté environ 45 M$. Les volumes de production de bitume de Cold Lake et de gaz naturel ont aussi été élevés. Ces incidences favorables sur les résultats ont été en

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée RAPPORT DE GESTION (suite) partie annulées par l’incidence négative de la montée du dollar canadien, qui a retranché environ 35 M$, et par la baisse de la production de pétrole classique et de liquides du gaz naturel (LGN), qui a retranché environ 30 M$. Les coûts d’énergie ont en outre augmenté d’environ 40 M$ par rapport à l’exercice précédent. Alors que, en dollars américains, le prix du pétrole Brent a monté en moyenne de 30 % au premier trimestre par rapport au trimestre correspondant de l’exercice précédent, le prix que la compagnie a obtenu en dollars canadiens pour le pétrole classique n’a progressé que de 9 %, du fait notamment de la montée du dollar canadien. Le prix moyen obtenu en dollars américains pour le bitume de Cold Lake a progressé de 39 % au premier trimestre de 2006 par rapport au premier trimestre de 2005. Le prix obtenu pour le gaz naturel a été en moyenne de 9,40 $ le millier de pieds cubes au premier trimestre, contre 7,02 $ au trimestre correspondant de l’exercice précédent. La production brute de pétrole brut et de LGN s’est élevée à 263 000 barils par jour, contre 260 000 au premier trimestre de 2005. La production brute de bitume de Cold Lake a légèrement fléchi pour s’établir en moyenne à 150 000 barils par jour pour le trimestre, contre 152 000 pour le premier trimestre de l’exercice précédent. La part de la production brute de Syncrude revenant à la compagnie a atteint 51 000 barils par jour au premier trimestre de 2006 en regard de 39 000 pour la période correspondante de l’exercice précédent. La hausse de la production a avant tout été attribuable aux travaux d’entretien qui ont été moindres au cours du premier trimestre de 2006. Au cours du premier trimestre du présent exercice, la production brute de pétrole classique s’est établie en moyenne à 33 000 barils par jour contre 40 000 pour la période correspondante de 2005. Cette baisse est avant tout imputable au dessaisissement de propriétés productrices et à la diminution naturelle du rendement des gisements du bassin de l’Ouest canadien. La production brute de LGN mise en vente a atteint 29 000 barils par jour pour le premier trimestre, tout comme pour le trimestre correspondant de l’exercice précédent. Pour le premier trimestre du présent exercice, la production brute de gaz naturel s’est établie en moyenne à 580 millions de pieds cubes par jour, production essentiellement inchangée par rapport à la même période de l’exercice précédent. Le calendrier d’achèvement de l’agrandissement de l’unité de valorisation de la phase 3 du projet de Syncrude a été respecté, la production d’un brut synthétique de qualité supérieure devant débuter au milieu de 2006. La part des coûts du projet devant être assumée par la compagnie ne devrait guère changer par rapport à la prévision antérieure qui les chiffrait à environ 2,1 G$. Les audiences publiques de l’Office national de l’énergie et du comité mixte d’étude sur le projet d’exploitation du gaz du Mackenzie ont débuté en janvier et devraient se poursuivre tout au long de 2006. Produits pétroliers Pour le premier trimestre de 2006, le bénéfice net tiré des produits pétroliers s’est élevé à 199 M$ contre 166 M$ pour la même période de l’exercice précédent. L’augmentation du bénéfice s’explique avant tout par l’élargissement des marges de raffinage et de commercialisation, ce qui a été en partie annulé par la montée du dollar canadien, qui a retranché environ 20 M$, et par la

Compagnie Pétrolière Impériale Ltée RAPPORT DE GESTION (suite) hausse des coûts d’énergie, qui a retranché environ 15 M$. Le recul des ventes de produits pétroliers, par suite surtout d’un fléchissement de la demande industrielle, a eu une incidence limitée sur les résultats. La performance opérationnelle des quatre raffineries de la compagnie a été solide au premier trimestre. Le taux d’utilisation de la capacité de raffinage a atteint le sommet de 97 % et le débit total des raffineries a dépassé 77 millions de litres par jour. Produits chimiques Pour le premier trimestre, le bénéfice net tiré des produits chimiques s’est élevé à 39 M$, contre 44 M$ au premier trimestre de 2005. La baisse enregistrée a avant tout été imputable à un recul des ventes consécutif à un fléchissement de la demande industrielle. Comptes non sectoriels Les résultats nets des comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 44 M$ au premier trimestre, contre un solde négatif de 93 M$ au premier trimestre de 2005. Les résultats se sont améliorés par suite principalement de la baisse des charges de rémunération à base d’actions. LIQUIDITÉS ET RESSOURCES EN CAPITAL Pour le premier trimestre de 2006, les flux de trésorerie d’exploitation ont affiché un solde négatif de 38 M$, contre un solde négatif de 57 M$ pour la période correspondante de l’exercice précédent. L’incidence favorable de la baisse du solde des comptes débiteurs, de la hausse du bénéfice et du calendrier de paiement des impôts sur les bénéfices a été annulée pour l’essentiel par l’augmentation saisonnière des stocks et par l’incidence du calendrier des dépenses sur le solde des comptes créditeurs. Les dépenses en immobilisations et d’exploration du premier trimestre se sont élevées à 322 M$ contre 325 M$ pour la période correspondante de 2005. Dans le secteur des ressources, ces dépenses ont été concentrées à Syncrude et Cold Lake pour maintenir et accroître la capacité de production. Dans celui des produits pétroliers, les dépenses ont surtout été affectées à des projets visant à réduire la teneur en soufre du carburant diesel, à accroître l’efficacité opérationnelle et à moderniser le réseau de détail Esso. Au cours du trimestre, la compagnie a racheté plus de 4,7 millions d’actions pour 542 M$. Dans le cadre du programme de rachat d’actions en cours, lancé le 23 juin 2005, la compagnie a racheté environ 14 millions d’actions et peut en racheter encore 3 millions environ avant le 22 juin 2006, qui est la date d’échéance de l’actuel programme. Des dividendes en espèces de 80 M$ ont été versés au premier trimestre de 2006, contre 77 M$ au premier trimestre de 2005. Le dividende par action versé au premier trimestre a été de 0,24 $ contre 0,22 $ au premier trimestre de 2005. Les facteurs précités ont eu pour effet de réduire le solde de l’encaisse et des titres négociables de la compagnie qui, au 31 mars 2006, s’établissait à 715 M$ contre 1 661 M$ à la fin de 2005. Le 2 février 2006, la compagnie a proposé de diviser par trois les actions ordinaires de la compagnie. Le fractionnement d’actions proposé doit être approuvé par les actionnaires à l’assemblée annuelle du 2 mai 2006 et par les autorités réglementaires.

INFORMATION QUANTITATIVE ET QUALITATIVE SUR LE RISQUE DE MARCHÉ L’information sur les risques de marché pour le trimestre terminé le 31 mars 2006 ne diffère pas sensiblement de celle qui figure à la page 32 du rapport annuel de l’exercice terminé le 31 décembre 2005, hormis pour ce qui suit : Sensibilité des résultats a) en millions de dollars après impôts Diminution (augmentation) de 0,09 $ de la valeur du $ CA par rapport au $ US

+ (-)

400

La sensibilité du bénéfice net aux variations du dollar canadien par rapport au dollar américain a diminué depuis la fin de l’exercice 2005 d’environ 8 M$ (après impôts) pour chaque variation de 0,01 $. Cette sensibilité moindre s’explique avant tout par la baisse du prix du gaz naturel et la contraction des marges de raffinage. a) Le montant servant à illustrer l’incidence de ce facteur correspond à une variation d’environ 10 % de la valeur de la marchandise à la fin du premier trimestre de 2006. Ce calcul montre l’incidence, sur le bénéfice net annuel, de la variation d’un facteur, après impôts et redevances, toutes choses étant égales par ailleurs. Bien que cette sensibilité s’applique aux conditions actuelles, elle peut ne pas varier proportionnellement en cas de fortes fluctuations.

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, l’offre et la demande de pétrole, la négociation d’ententes commerciales et d’autres facteurs d’ordre économique et technique.