Pour les douze mois terminés le
31 décembre 2014
CALGARY, le
2 févr. 2015 /CNW/ -
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Quatrième
trimestre
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Douze
mois
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(en millions de
dollars, sauf indication contraire)
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2014
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2013
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%
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2014
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2013
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%
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Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
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671
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1 056
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(36)
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3 785
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2 828
|
34
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Bénéfice net par
action ordinaire
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- compte tenu d'une
dilution (en dollars)
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0,79
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1,24
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(36)
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4,45
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3,32
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34
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Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
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1 588
|
1 567
|
1
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5 654
|
8 020
|
(30)
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Rich Kruger, président du
Conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a
commenté comme suit :
Les actifs avantageux d'envergure, le modèle commercial intégré
et l'accent mis sur les principes fondamentaux de l'Impériale nous
ont permis d'enregistrer des résultats financiers et d'exploitation
impressionnants ainsi qu'un rendement pour les actionnaires inégalé
dans l'industrie en 2014. Parmi nos réalisations de cette année,
les plus remarquables sont le maintien d'un rendement solide de
notre exploitation phare de Cold
Lake, la poursuite de l'augmentation de la production dans
notre mine de sables pétrolifères de nouvelle génération de Kearl,
l'utilisation record de la capacité de raffinage et l'augmentation
considérable des ventes de produits pétroliers.
Le bénéfice pour le quatrième trimestre était de 671 M$,
soit 0,79 $ par action, en baisse de 36 % comparativement
à la période correspondante en 2013. Le bénéfice pour l'année
2014 s'est élevé à 3 785 M$, le deuxième plus élevé dans
l'histoire de la compagnie, dont 2 059 M$ pour le secteur
Amont et 1 594 M$ pour le secteur Aval, soulignant la force de
l'intégration complète de la chaîne de valeur.
La production au quatrième trimestre s'est élevée en moyenne à
315 000 barils d'équivalent pétrole, en baisse de
14 000 barils par rapport à 2013. En excluant l'incidence
de la cession d'actifs classiques au début de 2014, la production
totale a enregistré une hausse de 4 000 barils par jour. La
production annuelle s'est élevée en moyenne à
310 000 barils d'équivalent pétrole par jour, soit une
hausse de 12 % par rapport à 2013, excluant les cessions.
Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 373 000
barils par jour, en baisse de 14 000 barils par jour par
rapport à la même période de 2013. Au cours du trimestre, la
capacité de raffinage a été utilisée en moyenne à 96 %, en
dehors des activités d'entretien systématique, aux raffineries de
Sarnia et Nanticoke. L'utilisation de la capacité de
raffinage annuelle a atteint un niveau record de 94 %. Le
secteur des Produits chimiques a enregistré un bénéfice annuel
record de 229 M$ grâce à des marges élevées sur les ventes de
polyéthylène.
Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration au
quatrième trimestre se sont chiffrés à 1 588 M$. Les dépenses
annuelles en immobilisations et frais d'exploration ont totalisé 5
654 M$, attribuables principalement aux projets de croissance
du secteur Amont de Kearl et Nabiye.
Le contexte commercial de ces derniers mois, marqué par la chute
tragique des prix du pétrole brut sur le marché international,
constitue une illustration du caractère cyclique du secteur
pétrolier et gazier. L'Impériale planifie et exploite ses activités
selon une vision à long terme qui se traduit par une résilience
dans diverses conditions du marché. Notre résilience provient en
grande partie de nos actifs de première qualité à longue durée de
vie, de notre modèle commercial intégré et de notre accent sur les
principes fondamentaux. Par conséquent, nos plans d'investissement
à court terme restent en grande partie inchangés. Toutefois, nous
continuerons de veiller de près sur les conditions du marché et d'y
agir en conséquence, d'examiner rigoureusement les coûts de
fonctionnement et les investissements afin de mettre l'accent sur
l'optimisation de la valeur, quel que soit l'environnement dans
lequel nous évoluons.
Même après plus d'un siècle d'existence,
l'Impériale demeure un chef de file dans la promotion de la
technologie et de l'innovation visant à mettre en valeur les
ressources énergétiques du Canada
de façon responsable. Principal raffineur de produits
pétroliers du Canada, un
des plus grands producteurs de pétrole brut et de gaz naturel,
producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la
distribution de carburant à l'échelle nationale, notre compagnie
est résolue à respecter les normes les plus rigoureuses qui soient,
et ce, dans tous les secteurs d'activité.
Faits saillants du quatrième trimestre
- Le bénéfice net s'est élevé à 671 M$, soit
0,79 $ par action sur une base diluée, en baisse de 36 %
comparativement aux 1 056 M$ ou 1,24 $ par action enregistrés au
cours du quatrième trimestre de 2013.
- La production s'est élevée en moyenne à
315 000 barils d'équivalent pétrole par jour, en baisse de 329
000 barils par rapport à la même période de 2013. En excluant
l'incidence de la cession d'actifs classiques au début de 2014, la
production totale a enregistré une hausse de 4 000 barils par
jour.
- Le débit des raffineries s'est élevé en
moyenne à 373 000 barils par jour, en baisse par rapport aux
387 000 barils enregistrés au quatrième trimestre de 2013. Les
activités d'entretien systématique ont contribué à la baisse de
débit, soit d'environ 32 000 barils par jour.
- Les ventes de produits pétroliers ont
atteint 480 000 barils par jour, en
hausse de 19 000 barils par jour par rapport au quatrième trimestre
de 2013, ce qui concorde avec la stratégie de la compagnie en vue
d'accroître ses ventes sur les marchés canadiens qui sont
rentables.
- Les bénéfices du secteur des Produits
chimiques ont atteint 63 M$, soit une hausse de 17 M$ par
rapport à la même période de 2013. Ces résultats reflètent
l'élargissement des marges de raffinage et l'effet du traitement
des charges d'alimentation en éthane à un coût avantageux provenant
de la formation de schiste de Marcellus.
- Les flux de trésorerie générés par les
activités d'exploitation se sont élevés à 1 091 M$, soit une
baisse de 568 M$ au cours du quatrième trimestre de 2013,
principalement attribuable à la baisse du bénéfice.
- Les dépenses en immobilisations et les
frais d'exploration, qui se sont chiffrés à 1 588 M$, ont été
consacrés principalement aux projets d'expansion de Kearl et de
croissance de Nabiye à Cold Lake,
dans le secteur Amont.
- Au cours du quatrième trimestre,
la production brute de bitume de Kearl a
atteint 66 000 barils par jour (la part de l'Impériale se
chiffrant à 47 000 barils). L'usine a subi un arrêt d'exploitation
préventif au cours du mois de novembre à la suite de vibrations
excessives dans le concasseur. En excluant l'arrêt d'exploitation,
la production moyenne a atteint 87 000 barils par jour (la part de
l'Impériale se chiffrant à 62 000 barils) au cours du
trimestre.
- La phase de construction du projet
d'expansion de Kearl a été quasiment achevée. Des progrès
notables ont été réalisés au cours du trimestre et, comme indiqué
précédemment, le projet reste en avance sur le calendrier. La mise
en service des installations a débuté en préparation pour le
démarrage qui devrait intervenir au quatrième trimestre de
2015, et non pas à la fin de l'année,
comme cela était initialement prévu.
- Le projet Nabiye à Cold Lake a fait avancer les activités de mise
en service et de démarrage. Le démarrage des installations a eu
lieu tout au long du mois de décembre, suivi de l'adjonction de
vapeur initiale dans le réservoir en janvier. La production de
bitume escomptée à partir du premier trimestre de 2015 devrait
augmenter à 40 000 barils par jour, avant redevance.
- La description du projet de GNL WCC a été
déposée auprès du bureau d'évaluation environnementale de C.-B.
Le dépôt de dossier, nécessaire pour lancer une évaluation
environnementale, décrit les mesures proposées pour la production,
le stockage et le transport par voie maritime du GNL sur les
marchés internationaux. La décision d'investissement finale, non
prévue à court terme, dépendra en fin de compte d'un certain nombre
de facteurs, dont notamment les approbations gouvernementales et
réglementaires, la compétitivité économique, les futures conditions
du marché et les conventions de vente de GNL.
- Modèle d'exploitation des autres
stations-service Esso sous évaluation. Environ 1 200 des 1 700
stations-service Esso à travers le Canada fonctionnent sous le modèle
d'exploitation de distributeurs de marque, en vertu duquel
l'Impériale fournit du carburant à des tiers indépendants qui
possèdent et exploitent les établissements conformément aux normes
Esso. L'évaluation aura pour but d'examiner les occasions
d'extension de la réussite dudit modèle au reste des 500 stations
Esso dans le cadre de la stratégie de croissance de la marque Esso
mise sur pied par l'Impériale.
- Contribution d'un montant total de 4,7 M$
pour les organismes Centraide à travers le Canada. L'Impériale, ExxonMobil Canada,
les employés, les retraités et les entrepreneurs des deux
compagnies ont fait de généreux dons de plus de 3 M$ aux organismes
Centraide, la Fondation Pétrolière Impériale leur a remis une
enveloppe de 1,7 M$, en plus du produit net d'environ 300 000 $
provenant de la vente d'une partie de la collection d'œuvres d'art
de l'Impériale.
Comparaison des quatrièmes trimestres de 2014 et
de 2013
Le bénéfice net de la compagnie pour le deuxième trimestre
de 2014 s'est élevé à 671 M$, soit 0,79 $ par action
sur une base diluée, comparativement à 1 056 M$ ou 1,24 $
par action pour la même période de l'exercice précédent.
Le bénéfice net du secteur amont pour le quatrième trimestre
s'est établi à 218 M$ contre 411 M$ pour la
période correspondante de 2013. Le bénéfice pour le quatrième
trimestre de 2014 répercutait les effets de la baisse des prix
touchés par la compagnie pour le pétrole brut classique d'environ
100 M$ et la baisse des volumes de quelque 50 M$. Le bénéfice
pour le quatrième trimestre de 2013 comprenait un gain de
73 M$ sur la vente d'actifs ne servant pas à l'exploitation.
Ces facteurs ont été en partie atténués par les effets de change
d'un dollar canadien plus faible d'environ 40 M$.
Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de pétrole
brut synthétique a enregistré une baisse d'environ 10 %, soit
82,04 $ au quatrième trimestre de 2014, comparativement à
91,65 $ à la même période de l'exercice précédent. Cette
baisse des prix reflétait la baisse des prix de référence du
pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), qui a reculé d'environ
25 %, en partie atténué par les effets de change d'un dollar
canadien plus faible. Le prix moyen touché par la compagnie sur le
bitume a reculé de 0,94 $ le baril, pour s'établir à
52,37 $ le baril. Ce recul a été atténué par le rétrécissement
de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume
relativement au prix de référence du brut. Le prix moyen touché par
la compagnie sur les ventes de gaz naturel, s'établissant à 3,25 $
le millier de pieds cubes au cours du quatrième trimestre
de 2014, était en baisse de 6 %, comparativement au prix
de 3,45 $ le millier de pieds cubes pour la même période
de 2013.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 152 000 barils par jour
au quatrième trimestre, contre 155 000 barils par jour pour la
même période de l'exercice précédent. Cette légère baisse est
attribuable à la nature cyclique de l'utilisation de vapeur et des
processus de production.
La production brute dans le cadre de la mise en valeur initiale
de Kearl, qui a été affectée par la panne du concasseur du mois de
novembre, s'est établie à 66 000 barils par jour (la part
de l'Impériale étant de 47 000 barils), en hausse par
rapport aux 52 000 barils par jour (la part de
l'Impériale étant de 37 000 barils) enregistrés au
quatrième trimestre de 2013.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude au cours du quatrième trimestre s'est élevée à
73 000 barils par jour, en baisse par rapport aux
77 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre
de 2013, principalement en raison de l'augmentation des
activités d'entretien.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 14 000 barils par jour au cours du quatrième
trimestre, en regard de 22 000 barils pour la période
correspondante de 2013. La baisse du volume de production
découlait essentiellement de l'impact de la cession de biens au
cours du premier semestre de 2014.
La production brute de gaz naturel du quatrième trimestre
de 2014 a été de 159 millions de pieds cubes par jour, en
baisse comparativement à 204 millions de pieds cubes par jour
pour la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant
l'incidence des biens cédés au cours du premier semestre de
2014.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est élevé à 397 M$
au quatrième trimestre, soit 228 M$ de moins qu'au
trimestre correspondant de l'année 2013. Cette diminution du
bénéfice est attribuable principalement à la baisse des marges
liées au raffinage et à la commercialisation.
Le bénéfice net du secteur des produits chimiques s'est élevé à
63 M$ au quatrième trimestre, en hausse par rapport aux
46 M$ enregistrés au trimestre correspondant de
2013. Cette hausse est essentiellement attribuable aux fortes
marges sur les ventes de polyéthylène et au traitement des charges
d'alimentation en éthane à un coût avantageux provenant de la
formation de schiste de Marcellus.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont
affiché un solde négatif de 7 M$ au quatrième trimestre,
comparativement à un solde négatif de 26 M$ pour la période
correspondante de 2013 en raison de modifications apportées
aux charges liées à la rémunération à base d'actions.
Le solde de trésorerie de la compagnie s'élevait à 215 M$
au 31 décembre 2014, comparativement à 272 M$ à la fin de
2013.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 1 091 M$ au cours du quatrième trimestre,
soit 568 M$ de moins que pour la période correspondante
de 2013. La diminution des flux de trésorerie est
principalement attribuable à la baisse du bénéfice.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 1 445 M$ au cours du quatrième trimestre,
comparativement à 1 434 M$ au cours de la période
correspondante de 2013. Les acquisitions d'immobilisations
corporelles se sont établies à 1 438 M$ contre 1 526 M$
pour le trimestre correspondant de 2013. Les dépenses au cours
du trimestre ont été axées principalement sur l'avancement des
projets d'expansion des projets de Kearl et de Cold Lake
Nabiye.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement ont
donné lieu à des rentrées nettes de 526 M$ au quatrième
trimestre, comparativement à des sorties nettes de 29 M$ au
quatrième trimestre de 2013. Au quatrième trimestre, la
compagnie a augmenté le niveau de sa dette à long terme de
430 M$ en tirant des fonds sur une facilité de crédit
existante et a augmenté sa dette à court terme de 208 M$ en
émettant des billets de trésorerie supplémentaires. Les dividendes
payés au quatrième trimestre de 2014 se sont élevés à
110 M$, soit 8 M$ de plus que pour la période
correspondante de 2013. Les dividendes versés au deuxième trimestre
se sont élevés à 0,13 $ par action, en hausse comparativement
à 0,12 $ en 2013.
Faits saillants sur 12 mois
- Le bénéfice net s'est élevé à 3 785 M$, en hausse
comparativement aux 2 828 M$ au cours de l'exercice précédent, le
deuxième plus élevé dans l'histoire de la compagnie.
- Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été
de 4,45 $, comparativement à 3,32 $ en 2013.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 4 405 M$ comparativement à 3 292 M$ en 2013.
- Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration se
sont chiffrés à 5 654 M$, les obligations locatives d'une valeur de
186 M$ incluses. Il est prévu des dépenses d'environ 4 G$ en 2015,
dont les obligations locatives d'environ 500 M$.
- La moyenne de la production brute de barils d'équivalent
pétrole a été de 310 000 barils par jour, en hausse de 5 % par
rapport aux 295 000 barils par jour en 2013. Excluant les effets de
la cession d'actifs de production classiques du secteur Amont en
2014, la production était en hausse de 12 %.
- Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 394 000
barils par jour, en hausse de 5 % par rapport aux 375 000 barils de
l'exercice précédent, ajusté en fonction de la fermeture de la
raffinerie de Dartmouth.
L'utilisation annuelle de la capacité de raffinage a atteint un
pourcentage record de 94 %.
- Les dividendes par action déclarés au cours de l'exercice se
sont élevés à 0,52 $, en hausse de 0,03 $ par action par rapport à
2013.
Comparaison entre l'année 2014
et l'année 2013
Le bénéfice net en 2014 s'est établi à 3 785 M$ ou
4,45 $ par action sur une base diluée, en regard de 2
828 M$ ou 3,32 $ par action en 2013.
Le bénéfice net du secteur Amont pour l'année 2014 s'est
établi à 2 059 M$, soit 347 M$ de plus qu'en 2013. Les
résultats en 2014 comprenaient un gain de 478 M$ provenant de
la cession d'actifs de production classiques du secteur Amont,
alors que les résultats de 2013 comprenaient un gain de 73 M$
sur la vente d'actifs ne servant pas à l'exploitation. Les
résultats ont également progressé en raison des effets de change
d'un dollar canadien plus faible d'environ 280 M$ et de la
hausse des prix obtenus pour les liquides qui a compté pour environ
100 M$, correspondant à la contribution supplémentaire de la
production de Kearl. Ces facteurs ont été partiellement annulés par
une hausse des redevances d'environ 220 M$ associée
principalement à une augmentation du prix obtenu pour le bitume,
une réduction des coûts admissibles et l'augmentation de la
production à Kearl, une hausse des coûts énergétiques et de divers
coûts d'exploitation d'environ 130 M$, et les effets de la
baisse des prix touchés par la compagnie pour le pétrole brut
canadien d'environ 50 M$.
Les prix pour la majeure partie de la production de liquides de
la compagnie sont fixés en fonction du prix du pétrole brut WTI, un
prix de référence courant sur les marchés du centre du continent
nord-américain. Le pétrole brut WTI avait connu une baisse
d'environ 5,14 $ (en dollars américains) le baril, soit
environ 5 % en 2014 comparativement à 2013. Le prix moyen
obtenu pour le bitume en dollars canadiens par la compagnie en 2014
était de 67,20 $ le baril par rapport à 60,57 $ le baril
en 2013, la baisse des prix de référence WTI étant largement
compensée par les effets de change d'un dollar canadien plus faible
et du rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger
et le bitume. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes
de pétrole brut synthétique correspondait pratiquement à celui de
2013, la baisse des prix de référence du pétrole brut WTI étant
largement compensée par les effets de change d'un dollar canadien
plus faible. Le prix moyen obtenu par la compagnie sur les ventes
de gaz naturel (de 4,54 $ le millier de pieds cubes) en 2014
était supérieur de 1,27 $ (le millier de pieds cubes) par
rapport à 2013.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 146 000 barils par jour
en 2014, en baisse comparativement aux 153 000 barils
produits en 2013. Cette baisse est principalement attribuable à la
nature cyclique de l'utilisation de la vapeur et des processus de
production associés et à l'impact de plusieurs pannes de courant de
compagnies tierces non planifiées au premier trimestre.
La production brute dans le cadre de la mise en valeur initiale
de Kearl en 2014 s'est établie à 72 000 barils par jour (la
part de l'Impériale étant de 51 000 barils) contre
23 000 barils (la part de l'Impériale étant de
16 000 barils) en 2013.
Au cours de l'année 2014, la quote-part de la compagnie dans la
production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 64 000
barils par jour, comparativement à 67 000 barils par jour en
2013, principalement attribuable à l'accroissement des activités
d'entretien programmé et non programmé.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 18 000 barils par jour en 2014, en regard de
21 000 barils en 2013. La baisse du volume de production
découlait essentiellement de l'impact de la cession de biens au
cours du premier semestre de 2014.
La production brute de gaz naturel au cours de 2014 s'est
élevée à 168 millions de pieds cubes par jour, soit une hausse
par rapport aux 201 millions de pieds cubes de l'exercice
précédent. La baisse du volume de production découlait
essentiellement de l'impact de la cession de biens.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est établi à 1 594 M$, en
hausse de 542 M$ par rapport à 2013. Les résultats en
2013 comprenaient également une charge de 280 M$ associée à la
reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Les
bénéfices ont également augmenté en raison des effets de
l'amélioration de la fiabilité de la raffinerie à hauteur de
330 M$, et des effets de change d'un dollar canadien plus
faible de 130 M$, tandis que la hausse des marges de
commercialisation et du volume de ventes ont contribué quelque
105 M$. Ces facteurs ont été en partie annulés par la baisse
des marges de raffinage d'environ 230 M$.
Le bénéfice net du secteur des produits chimiques a atteint le
chiffre record de 229 M$ en 2014, en hausse de 67 M$ par
rapport à 2013. De fortes marges obtenues pour toutes les gammes de
produits et le traitement des charges d'alimentation en éthane à un
coût avantageux provenant de la formation de schiste de Marcellus
au début du deuxième trimestre ont contribué à ces résultats
historiques.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont
affiché un solde négatif de 97 M$ en 2014, en regard
d'un solde négatif de 98 M$ en 2013.
Des données financières et d'exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à
des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions,
les objectifs, les attentes, les estimations et les plans
d'affaires sont des énoncés prospectifs. Les résultats qui seront
obtenus, notamment quant à la croissance de la demande et la
combinaison de sources énergétiques; à la croissance et à la
répartition de la production; aux plans, aux dates, aux coûts et
aux capacités des projets; aux taux de production et à la
récupération des ressources; aux économies de coûts; aux ventes de
produits; aux sources de financement; ainsi qu'aux dépenses reliées
aux immobilisations et à l'environnement sont susceptibles d'être
considérablement différents en raison d'un certain nombre de
facteurs comme les fluctuations du prix et de l'offre et la demande
de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et
pétrochimiques; les événements politiques ou l'évolution de la
réglementation; les calendriers des projets; l'issue de
négociations commerciales; l'obtention en temps opportun de
l'approbation des organismes de réglementation et de tierces
parties; les interruptions opérationnelles imprévues; les
développements technologiques inattendus; et d'autres facteurs
analysés sous la rubrique 1A du formulaire 10-K le plus récent de
l'Impériale. Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le
rendement futur et comportent un certain nombre de risques et
d'incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d'autres
sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à la Pétrolière
Impériale. Les résultats réels de la Pétrolière Impériale peuvent
être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prévisionnels, et les lecteurs sont avisés de ne
pas s'y fier aveuglément.
Le terme « projet » tel qu'il est utilisé dans ce rapport
peut renvoyer à toute une gamme d'activités différentes et n'a pas
nécessairement le même sens que celui qu'on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
|
|
|
Annexe
I
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2014
|
|
|
|
|
|
Quatrième
trimestre
|
|
Douze
mois
|
en millions de
dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2014
|
2013
|
|
2014
|
2013
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
Total des produits et
des autres revenus
|
8 033
|
8 363
|
|
36 966
|
32 929
|
|
Total des
dépenses
|
7 163
|
6 985
|
|
31 945
|
29 192
|
|
Bénéfice avant impôts
sur les bénéfices
|
870
|
1 378
|
|
5 021
|
3 737
|
|
Impôts sur les
bénéfices
|
199
|
322
|
|
1 236
|
909
|
|
Bénéfice
net
|
671
|
1 056
|
|
3 785
|
2 828
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire (en dollars)
|
0,80
|
1,25
|
|
4,47
|
3,34
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en
dollars)
|
0,79
|
1,24
|
|
4,45
|
3,32
|
|
|
|
|
|
|
Autres données
financières
|
|
|
|
|
|
|
Taxe d'accise
fédérale comprise dans les produits d'exploitation
|
397
|
382
|
|
1 562
|
1 423
|
|
|
|
|
|
|
|
Gain (perte) à la
vente d'actifs, après impôts
|
28
|
74
|
|
526
|
120
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de l'actif au
31 décembre
|
|
|
|
40 830
|
37 218
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de la dette au
31 décembre
|
|
|
|
6 891
|
6 287
|
|
Couverture de
l'intérêt par le bénéfice
|
|
|
|
|
|
|
|
(nombre de
fois)
|
|
|
|
61,3
|
54,8
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à
long terme au 31 décembre
|
|
|
|
3 565
|
3 091
|
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au
31 décembre
|
|
|
|
22 530
|
19 524
|
|
Capital utilisé au 31
décembre
|
|
|
|
29 440
|
25 834
|
|
Rendement du capital
moyen utilisé (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
(pour cent)
|
|
|
|
13,7
|
12,9
|
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés
sur les actions ordinaires
|
|
|
|
|
|
|
|
Total
|
110
|
109
|
|
441
|
415
|
|
|
Par action ordinaire
(en dollars)
|
0,13
|
0,13
|
|
0,52
|
0,49
|
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions
ordinaires en circulation
|
|
|
|
|
|
|
|
Au 31
décembre
|
|
|
|
847,6
|
847,6
|
|
|
Moyenne - compte tenu
d'une dilution
|
850,2
|
850,3
|
|
850,6
|
850,6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Le rendement du
capital utilisé correspond au bénéfice net, coûts de financement
après impôts non déduits, divisé par la moyenne du capital utilisé
au début et à la fin de l'exercice.
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
II
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Quatrième
trimestre
|
|
Douze
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
2014
|
|
2013
|
|
2014
|
|
2013
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et
équivalents de trésorerie à la fin du trimestre
|
|
215
|
|
272
|
|
215
|
|
272
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
net
|
|
671
|
|
1 056
|
|
3 785
|
|
2 828
|
Ajustements au titre
d'éléments hors trésorerie :
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Amortissement et
épuisement
|
|
260
|
|
250
|
|
1 096
|
|
1 110
|
|
(Gain)/perte à la
vente d'actifs
|
|
(32)
|
|
(90)
|
|
(696)
|
|
(150)
|
|
Charge d'impôts
futurs et autres
|
|
712
|
|
206
|
|
1 123
|
|
482
|
Variations de l'actif
et du passif d'exploitation
|
|
(520)
|
|
237
|
|
(903)
|
|
(978)
|
FLUX DE TRÉSORERIE
LIÉS AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION
|
|
1 091
|
|
1 659
|
|
4 405
|
|
3 292
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
FLUX DE TRÉSORERIE
LIÉS AUX ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT
|
|
(1 445)
|
|
(1 434)
|
|
(4 562)
|
|
(7 735)
|
|
Produits associés à
la vente d'actifs
|
|
37
|
|
92
|
|
851
|
|
160
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
FLUX DE TRÉSORERIE
LIÉS AUX ACTIVITÉS DE FINANCEMENT
|
|
526
|
|
(29)
|
|
100
|
|
4 233
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
III
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Quatrième
trimestre
|
|
Douze
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
2014
|
|
2013
|
|
2014
|
|
2013
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
218
|
|
411
|
|
2 059
|
|
1 712
|
|
Secteur
Aval
|
|
397
|
|
625
|
|
1 594
|
|
1 052
|
|
Prod.
chimiques
|
|
63
|
|
46
|
|
229
|
|
162
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
(7)
|
|
(26)
|
|
(97)
|
|
(98)
|
|
Bénéfice
net
|
|
671
|
|
1 056
|
|
3 785
|
|
2 828
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PRODUITS ET AUTRES
REVENUS
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
2 645
|
|
2 396
|
|
13 162
|
|
10 187
|
|
Secteur
Aval
|
|
6 214
|
|
6 725
|
|
27 824
|
|
27 487
|
|
Prod.
chimiques
|
|
386
|
|
376
|
|
1 804
|
|
1 574
|
|
Éliminations/Autres
|
|
(1 212)
|
|
(1 134)
|
|
(5 824)
|
|
(6 319)
|
|
Total
|
|
8 033
|
|
8 363
|
|
36 966
|
|
32 929
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
1 203
|
|
748
|
|
5 628
|
|
3 778
|
|
Secteur
Aval
|
|
4 578
|
|
4 840
|
|
21 476
|
|
21 628
|
|
Prod.
chimiques
|
|
230
|
|
239
|
|
1 196
|
|
1 065
|
|
Éliminations
|
|
(1 209)
|
|
(1 132)
|
|
(5 821)
|
|
(6 316)
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
4 802
|
|
4 695
|
|
22 479
|
|
20 155
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais de
production et de fabrication
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
949
|
|
881
|
|
3 882
|
|
3 389
|
|
Secteur
Aval
|
|
439
|
|
383
|
|
1 564
|
|
1 695
|
|
Prod.
chimiques
|
|
50
|
|
53
|
|
216
|
|
210
|
|
Éliminations
|
|
-
|
|
(3)
|
|
-
|
|
(6)
|
|
Frais de production
et de fabrication
|
|
1 438
|
|
1 314
|
|
5 662
|
|
5 288
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
1 294
|
|
1 483
|
|
4 974
|
|
7 755
|
|
Secteur
Aval
|
|
262
|
|
59
|
|
572
|
|
187
|
|
Prod.
chimiques
|
|
11
|
|
3
|
|
26
|
|
9
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
21
|
|
22
|
|
82
|
|
69
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
1 588
|
|
1 567
|
|
5 654
|
|
8 020
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration
imputés au bénéfice inclus ci-dessus
|
|
15
|
|
49
|
|
67
|
|
123
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
IV
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2014
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
Quatrième
trimestre
|
|
Douze
mois
|
|
|
2014
|
2013
|
|
2014
|
2013
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
152
|
155
|
|
146
|
153
|
|
Syncrude
|
|
73
|
77
|
|
64
|
67
|
|
Kearl
|
|
47
|
37
|
|
51
|
16
|
|
Huile
classique
|
|
14
|
22
|
|
18
|
21
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
286
|
291
|
|
279
|
257
|
|
LGN mis en
vente
|
|
2
|
4
|
|
3
|
4
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
288
|
295
|
|
282
|
261
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
|
159
|
204
|
|
168
|
201
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
315
|
329
|
|
310
|
295
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par
jour)
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
120
|
132
|
|
114
|
127
|
|
Syncrude
|
|
68
|
72
|
|
60
|
65
|
|
Kearl
|
|
44
|
33
|
|
47
|
15
|
|
Huile
classique
|
|
12
|
18
|
|
14
|
17
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
244
|
255
|
|
235
|
224
|
|
LGN mis en
vente
|
|
2
|
4
|
|
2
|
3
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
246
|
259
|
|
237
|
227
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
|
150
|
195
|
|
156
|
189
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
271
|
292
|
|
263
|
259
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut
fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par
jour)
|
|
187
|
203
|
|
190
|
202
|
Ventes de brut
fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
|
|
60
|
52
|
|
69
|
17
|
Ventes de LGN
(en milliers de barils par jour)
|
|
6
|
9
|
|
8
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente
moyens (en dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le
pétrole brut classique (le baril)
|
|
60,47
|
77,94
|
|
76,03
|
82,41
|
|
Prix touché pour les
LGN (le baril)
|
|
40,68
|
47,53
|
|
49,11
|
39,26
|
|
Prix touché pour le
gaz naturel (le millier de pieds cubes)
|
|
3,25
|
3,45
|
|
4,54
|
3,27
|
|
Prix touché pour le
pétrole synthétique (le baril)
|
|
82,04
|
91,65
|
|
99,58
|
99,69
|
|
Prix touché pour le
bitume (le baril)
|
|
52,37
|
53,31
|
|
67,20
|
60,57
|
|
|
|
|
|
|
|
Débit des
raffineries (en milliers de barils par jour)
|
|
373
|
387
|
|
394
|
426
|
Débit ajusté des
raffineries (b) (en milliers de barils par jour)
|
|
373
|
387
|
|
394
|
375
|
Utilisation de la
capacité de raffinage (c) (en pourcentage)
|
|
88
|
92
|
|
94
|
88
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétroliers (en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
Essence (essence
automobile)
|
|
241
|
229
|
|
244
|
223
|
|
Mazout domestique,
carburant diesel et carburéacteur (distillats)
|
|
177
|
172
|
|
179
|
160
|
|
Mazout
lourd
|
|
28
|
21
|
|
22
|
29
|
|
Huiles lubrifiantes
et autres produits (Autres)
|
|
34
|
39
|
|
40
|
42
|
|
Ventes nettes de
produits pétroliers
|
|
480
|
461
|
|
485
|
454
|
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de tonnes)
|
|
214
|
215
|
|
953
|
940
|
(a)
|
Gaz converti en
équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille
barils
|
|
|
(b)
|
Les activités ont été
interrompues le 16 septembre 2013 à la raffinerie de
Dartmouth. Le débit des raffineries pour le compte de l'année 2013
a été ajusté en vue d'exclure les volumes traités à la raffinerie
de Dartmouth, et ce afin de faciliter la comparaison avec la
période correspondante de 2014.
|
(c)
|
L'utilisation de la
capacité est calculée en fonction du nombre de jours durant
lesquels les raffineries ont été utilisées comme telles.
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
V
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net
par
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
action ordinaire -
résultat dilué
|
|
|
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
(dollars)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2010
|
|
|
|
|
|
|
1ertrimestre
|
|
476
|
|
|
|
0,56
|
2etrimestre
|
|
517
|
|
|
|
0,60
|
3etrimestre
|
|
418
|
|
|
|
0,49
|
4etrimestre
|
|
799
|
|
|
|
0,94
|
Exercice
|
|
2 210
|
|
|
|
2,59
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011
|
|
|
|
|
|
|
1ertrimestre
|
|
781
|
|
|
|
0,91
|
2etrimestre
|
|
726
|
|
|
|
0,85
|
3etrimestre
|
|
859
|
|
|
|
1,01
|
4etrimestre
|
|
1 005
|
|
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|
1,18
|
Année
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3 371
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|
3,95
|
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|
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2012
|
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|
1ertrimestre
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|
1 015
|
|
|
|
1,19
|
2etrimestre
|
|
635
|
|
|
|
0,75
|
3etrimestre
|
|
1 040
|
|
|
|
1,22
|
4etrimestre
|
|
1 076
|
|
|
|
1,26
|
Exercice
|
|
3 766
|
|
|
|
4,42
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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2013
|
|
|
|
|
|
|
1ertrimestre
|
|
798
|
|
|
|
0,94
|
2etrimestre
|
|
327
|
|
|
|
0,38
|
3etrimestre
|
|
647
|
|
|
|
0,76
|
4etrimestre
|
|
1 056
|
|
|
|
1,24
|
Exercice
|
|
2 828
|
|
|
|
3,32
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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2014
|
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|
|
|
|
1ertrimestre
|
|
946
|
|
|
|
1,11
|
2etrimestre
|
|
1 232
|
|
|
|
1,45
|
3etrimestre
|
|
936
|
|
|
|
1,10
|
4etrimestre
|
|
671
|
|
|
|
0,79
|
Exercice
|
|
3 785
|
|
|
|
4,45
|
SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée