- La gestion des coûts permet une économie annuelle de 1,5
milliard de dollars.
- La croissance du secteur Amont résulte en la meilleure
production en plus de 20 ans.
- Les résultats soulignent la valeur de l'intégration dans
l'environnement commercial actuel.
CALGARY, le 2 févr. 2016 /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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2015
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2014
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%
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2015
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2014
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%
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Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
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102
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671
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(85)
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1 122
|
3 785
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(70)
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Bénéfice net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en
dollars)
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0,12
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0,79
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(85)
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1,32
|
4,45
|
(70)
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|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
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584
|
1 588
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(63)
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3 595
|
5 654
|
(36)
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Les gains estimés de 2015 étaient de 1,1 milliard de
dollars, comparativement à 3,8 milliards l'année précédente,
reflétant la capacité de la compagnie à offrir de la valeur dans un
environnement difficile pour le prix du brut et soulignant les
avantages associés à l'intégration.
« L'année 2015 en a été une d'acquittement des engagements
puisque nous avons réussi à franchir une étape importante dans le
soutien de la croissance du secteur Amont, déclare Rich Kruger, président et chef de la direction.
Avec de gros actifs du secteur Amont
et des entreprises en aval, l'Impériale est en tête de la chaîne de
valeur énergétique. Notre intégration a pour conséquence une
résilience à travers diverses conditions du marché, incluant la
baisse de l'environnement du prix du pétrole brut
actuel. »
Parmi les réalisations importantes de l'année, nous comptons le
lancement hâtif et la performance solide du projet d'expansion des
sables bitumineux de Kearl, le lancement réussi du projet Cold Lake
Nabiye, la mise en service du terminal ferroviaire d'Edmonton, un aval global solide, et une
performance financière et en matière d'exploitation des Produits
chimiques. L'Impériale a également réussi sa meilleure année à ce
jour pour le rendement en matière de sécurité et
d'environnement.
Le rendement financier en Amont de la compagnie pour 2015 a été
grandement affecté par la baisse des prix du brut. Conformément à
notre approche de longue date, nous continuons de concentrer nos
efforts sur ce que nous pouvons contrôler. En conséquence, nous
avons réduit les frais d'exploitation et de capital de
1,5 milliard de dollars relativement aux plans antérieurs.
Plus particulièrement, depuis l'apport de nouvelle production, les
coûts unitaires du secteur Amont étaient 25 % moins élevés au
cours de la deuxième moitié de 2015 que notre moyenne annuelle de
2014. La gestion disciplinée des frais d'exploitation et de capital
reste une priorité.
En ce qui concerne l'avenir, la compagnie a une importante base
de ressources de pétrole et de gaz et un large inventaire de
projets potentiels qui nous avantagent en matière de croissance
ultérieure. Nous évaluerons la cadence et l'étendue des
investissements futurs étant donné les conditions du marché et des
affaires générales. Par-dessus tout, notre objectif reste de
fournir une valeur supérieure à long terme pour l'actionnaire, peu
importe l'environnement d'affaires au sein duquel nous opérons.
Faits marquants du quatrième trimestre
- Le bénéfice net a été de 102 M$ ou 0,12 $ par action sur une
base diluée, en baisse par rapport aux 671 M$ ou 0,79 $ par
action du quatrième trimestre de 2014, à cause de la baisse des
prix mondiaux du brut.
- La production s'est établie en moyenne à 400 000 barils
d'équivalent pétrole bruts par jour, soit une hausse de 27 %
par rapport aux 315 000 barils au cours de la même période en 2014.
La production était à son plus haut niveau en plus de 20 ans.
- Le débit moyen des raffineries était de 390 000 barils par
jour, par rapport à 373 000 barils par jour au quatrième
trimestre de 2014. La capacité d'utilisation a atteint une moyenne
de 93 % pour le trimestre.
- Les ventes de produits pétroliers ont été de 467 000 barils
par jour, par rapport à 480 000 barils par jour au quatrième
trimestre de 2014. La compagnie est toujours en tête de tous les
marchés majeurs du pays.
- Les gains des Produits chimiques ont été de 74 M$, soit
une augmentation de 11 M$ par rapport à la même période en 2014.
Les résultats reflètent de meilleures ventes de polyéthylène et
traitement du coût des charges d'alimentation en éthane du gisement
de gaz Marcellus.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d'exploitation se sont élevés à 405 M$, incluant les incidences
négatives des fonds de roulement de 146 M$.
- Les dépenses en capital et exploration ont totalisé 584
M$ et ont été séparées presque équitablement entre l'achèvement
de projets de croissance en Amont et le maintien du capital pour
toutes les autres opérations.
- Au cours du trimestre, la production moyenne de Kearl a
atteint 203 000 barils par jour (la part de l'Impériale se
chiffrant à 144 000 barils). La production était en hausse de 137
000 barils (la part de l'Impériale se chiffrant à 97 000 barils)
par rapport au quatrième trimestre de 2014,
et de 22 000 barils (la part de l'Impériale se chiffrant à
16 000 barils) par rapport au troisième trimestre de 2015.
L'augmentation a été largement causée par le rendement solide
continu du projet d'expansion et des efforts d'optimisation de
l'opération combinée Kearl.
- La production de bitume de Cold
Lake s'est chiffrée à 155 000 barils par jour, en moyenne,
au cours du trimestre, par rapport à 152 000 barils par jour
pour la même période en 2014, alors que la production de démarrage
de Nabiye a été partiellement compensée par le cycle de la base
opérationnelle. En ce qui concerne l'avenir, Cold Lake, incluant Nabiye, gérera les
stratégies de vaporisation pour tous les biens afin d'améliorer la
récupération des ressources.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude a été de 64 000 barils en moyenne par jour pour le
quatrième trimestre, contre 73 000 barils par jour à la même
période de 2014. En décembre, Syncrude a devancé l'entretien prévu
à l'origine pour le milieu de l'année 2016 afin d'améliorer le
rendement de la cokéfaction.
- Des évaluations de projets in situ ont permis de franchir
plusieurs étapes techniques importantes. Le travail
d'ingénierie initiale a commencé à Aspen. Ce projet utilisera la première
technologie de l'ajout de solvant à la séparation gravitaire
stimulée par injection de vapeur (AS-SGSIV) pour récupérer les
ressources de bitume. Une évaluation d'opération de forage pour les
sables bitumineux a été complétée dans la formation Grand Rapids de Cold
Lake et la phase deux du programme sismique Clyden a
commencé. Des études environnementales de base sur le bail de
Corner ont également été menées. Aucune décision définitive
d'investissement n'a été prise à ce jour.
- Une proposition d'unité de récupération de diluants de
Strathcona a été remplie par
l'Alberta Environment and Parks. Cette première étape dans le
processus d'examen de l'environnement souligne la construction
proposée d'une unité pour retirer les solvants du brut lourd avant
le transport ferroviaire. La suppression des solvants des
livraisons de brut améliorerait l'efficience du transport et
redirigerait les agents diluants aux installations de l'Impériale
afin qu'ils soient réutilisés. Sous réserve des approbations
complètes du gouvernement et des autorités, et de la compétitivité
économique, une décision définitive relativement aux
investissements sera prise.
- Nous avons accompli notre meilleur rendement en matière de
sécurité et d'environnement à vie en 2015. Nous continuons à
vouloir créer un milieu de travail où personne ne se blesse. Nos
efforts en matière de prévention des déversements nous ont permis
d'obtenir le nombre le moins élevé d'incidents à vie, illustrant la
priorité que nous accordons au rendement en matière d'environnement
et à l'intégrité globale des opérations.
- Nous avons donné 20 M$ en 2015 pour soutenir les communautés
canadiennes, dont 2,8 M$ recueillis par les employés et les
rentiers pour des partenaires de Centraide. Les dons d'œuvres d'art
canadiennes importantes provenant de la collection historique de
l'Impériale à des galeries à l'échelle du pays ont lancé notre
célébration du 150e anniversaire du Canada, qui aura bientôt lieu. Sous la
bannière Esso, nous avons donné 806 000 $ à des programmes
communautaires de hockey amateur à l'échelle du pays et avons
soutenu les Jeux panaméricains de Toronto en 2015 comme commanditaire principal
de carburant et de produits de dépanneur.
Comparaison des quatrièmes trimestres de 2015 et de 2014
Le bénéfice net de la compagnie du quatrième trimestre
de 2015 a été de 102 M$ ou 0,12 $ par action sur une
base diluée, comparativement à 671 M$ ou 0,79 $ par
action pour la même période de l'année dernière.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 289 M$ au
cours du quatrième trimestre, contre un revenu net de 218 M$
pour la même période de 2014. Les gains du quatrième trimestre de
2015 reflétaient une baisse en matière de réalisations d'environ
790 M$, une augmentation de la dépense d'amortissement
d'environ 60 M$ et une charge nette d'environ 60 M$
associée à la valeur comptable des stocks. Ces facteurs ont été
partiellement compensés par l'effet de la faiblesse du dollar
canadien, environ 170 M$, la baisse des redevances d'environ
130 M$ et la hausse des volumes de Kearl et de Cold Lake d'environ 130 M$.
Le prix moyen pour le West Texas Intermediate (WTI), le brut de
référence principal en $US pour l'Amérique du Nord, a baissé de
43 % par rapport au même trimestre en 2014. Les réalisations
moyennes de l'entreprise en dollars canadiens pour le pétrole brut
synthétique et le bitume ont baissé d'environ 31 et 56 % dans
le quatrième trimestre de 2015, respectivement à 56,56 $ et
22,82 $ par baril, principalement en raison de la baisse du
brut de référence et de l'augmentation des écarts léger-lourd,
partiellement compensé par l'effet de la faiblesse du dollar
canadien. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de
gaz naturel, de 2,25 $ le millier de pieds cubes au quatrième
trimestre de 2015, était en baisse de 1,00 $ le millier de
pieds cubes, par rapport à la même période de 2014.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 155 000 barils par jour
au quatrième trimestre, en hausse par rapport aux 152 000
barils par jour pour la même période de l'exercice précédent,
principalement en raison de la compensation du cycle de la base
opérationnelle de Nabiye.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
203 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre (la
part de l'Impériale se chiffrant à 144 000 barils), en hausse
par rapport aux 66 000 barils par jour (la part de l'Impériale
se chiffrant à 47 000 barils) lors du quatrième trimestre
2014, reflétant le démarrage rapide du projet d'expansion de Kearl
et la poursuite de l'amélioration de la fiabilité du développement
initial.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude a été de 64 000 barils par jour, contre
73 000 barils par jour à la même période de 2014, le
résultat du devancement d'un entretien afin d'améliorer le
rendement de la cokéfaction.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 15 000 barils par jour au quatrième trimestre,
essentiellement la même que pour la période correspondante de
2014.
La production brute de gaz naturel du quatrième trimestre de
2015 a totalisé 122 millions de pieds cubes par jour,
comparativement à 159 millions de pieds cubes par jour pour la
période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de
production de volume était principalement causée par la diminution
naturelle du rendement des gisements.
Les revenus nets du secteur Aval étaient de 352 M$ dans le
quatrième trimestre, contre 397 M$ pour la même période en
2014. Les gains ont diminué principalement à cause du recul des
marges des raffineries d'environ 300 M$, partiellement
compensés par l'effet positif de la faiblesse du dollar canadien,
environ 110 $, les marges de marketing plus élevées, environ
100 M$, et la baisse des coûts d'entretien de raffinage,
environ 70 M$.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a atteint le
chiffre record de 74 M$ au quatrième trimestre,
comparativement à 63 M$ au trimestre correspondant de
2014.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes de compagnie et non
sectoriels ont affiché un solde négatif de 35 M$ au quatrième
trimestre, comparativement à un solde négatif de 7 M$ pour la
période correspondante de 2014.
Le solde de trésorerie s'élevait à 203 M$ au 31 décembre
2015, comparativement à 215 M$ à la fin du quatrième trimestre
de 2014.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
étaient de 405 M$ au quatrième trimestre, comparativement à 1
091 M$ au cours de la période correspondante de 2014.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 539 M$ au quatrième trimestre, comparativement à 1
445 M$ au cours de la période correspondante de 2014,
représentant le déclin en plus de la propriété, de l'usine et de
l'équipement.
Les liquidités affectées aux activités de financement étaient de
29 M$ au cours du quatrième trimestre, contre 526 M$ au
cours du quatrième trimestre de 2014. Les dividendes payés au cours
du quatrième trimestre de 2015 étaient de 119 M$. Les
dividendes par action versés au quatrième trimestre se sont élevés
à 0,14 $ comparativement à 0,13 $ pour la période
correspondante de 2014.
Faits marquants pour l'exercice financier
- Le bénéfice net s'est élevé à 1 122 M$, en baisse
comparativement à 3 785 M$ au cours de l'exercice précédent.
- Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été
de 1,32 $, comparativement à 4,45 $ en 2014.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 2 167 M, comparativement à 4 405 M$ en 2014.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont
totalisé 3 595 M$ et comprennent les valeurs capitalisées des biens
loués de 509 M$. En 2016, on s'attend à des dépenses d'environ 1,8
milliards de dollars.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de
366 000 barils par jour, soit une hausse de 18 % par rapport aux
310 000 barils par jour pour la période correspondante de
2014.
- Le débit moyen des raffineries était de 386 000 barils par
jour, par rapport à 394 000 barils par jour lors de la période
correspondante en 2014.
- Les dividendes par action déclarés depuis le début de
l'exercice se sont élevés à 0,54 $, en hausse de 0,02 $ par action
par rapport à 2014.
Comparaison des exercices complets de 2015 et de 2014
Le bénéfice net du premier semestre de 2015 était de 1
122 M$, ou 1,32 $ par action sur une base diluée, et
inclut des charges nettes de 320 M$, essentiellement hors
caisse, associées à la récente augmentation des impôts sur le
revenu de sociétés en Alberta,
comparativement aux 3 785 M$ ou 4,45 $ par action en 2014, qui
inclut un gain de 478 M$ sur la vente d'actifs de production
classique du secteur Amont.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 704 M$ en
2015, contre un revenu net de 2 059 M$ pour la même
période de 2014. Les gains de 2015 reflétaient une baisse du
pétrole brut et des réalisations de gaz d'environ
3 790 M$, une charge nette de 327 M$ associée à
l'augmentation de l'impôt des sociétés de l'Alberta, une augmentation de la dépense
d'amortissement d'environ 180 M$, une baisse des volumes de
liquides et de gaz d'environ 80 M$ reflétant l'effet des
cessions de biens au cours de l'année précédente et une charge
nette d'environ 60 M$ associée à la valeur comptable des
stocks. Les résultats de 2014 comprennent un gain de 478 M$
provenant de la cession d'actifs de production classiques du
secteur Amont. Ces facteurs ont été partiellement compensés par
l'effet de la faiblesse du dollar canadien, environ 770 M$, la
baisse des redevances d'environ 700 M$, la hausse des volumes
de Kearl et de Cold Lake d'environ
670 M$ et la baisse de coûts de l'énergie, d'environ
140 M$.
Le prix moyen pour le WTI, le brut de référence principal pour
l'Amérique du Nord, a baissé de 47 % par rapport à la même
période en 2014. Les réalisations moyennes de l'entreprise en
dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique et le bitume ont
baissé d'environ 38 et 52 % en 2015, respectivement à
61,33 $ et 32,48 $ par baril, et la baisse du brut de
référence et l'augmentation des écarts léger-lourd étaient
partiellement compensées par l'effet de la faiblesse du dollar
canadien. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de
gaz naturel, de 2,78 $ le millier de pieds cubes en 2015,
était en baisse d'environ 1,76 $ par rapport à la même période
de 2014.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 158 000 barils par jour
en 2015, en hausse par rapport aux 146 000 barils par jour
pour la même période de l'exercice précédent, principalement en
raison de la compensation du cycle de la base opérationnelle de
Nabiye.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
152 000 barils par jour au cours de 2015 (la part de
l'Impériale se chiffrant à 108 000 barils), contre 72 000
barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 51 000
barils) en 2014, reflétant le démarrage rapide du projet
d'expansion de Kearl et l'amélioration de la fiabilité du
développement initial.
Au cours de 2015, la quote-part de la compagnie dans la
production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 62 000
barils par jour, en hausse par rapport aux 64 000 barils pour
2014.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 15 000 barils par jour au cours de 2015, contre
18 000 barils en 2014. La baisse du volume de production
découle essentiellement de l'impact de la cession de biens au cours
de la première moitié de 2014.
La production brute de gaz naturel au cours de 2015 a
totalisé 130 millions de pieds cubes par jour, comparativement
à 168 millions de pieds cubes par jour pour la période
correspondante de l'exercice précédent, reflétant l'impact des
cessions de biens et de la diminution naturelle du rendement des
gisements.
Les revenus nets du secteur Aval étaient de 1 586 M$,
contre 1 594 M$ pour la même période en 2014. Les gains
ont diminué principalement à cause du recul des marges des
raffineries d'environ 590 M$ et des frais d'exploitation plus
élevés d'environ 70 M$, principalement associée au terminal
ferroviaire d'Edmonton. Ces
facteurs ont été partiellement compensés par l'effet de la
faiblesse du dollar canadien, environ 390 M$, les marges
accrues sur les carburants et les volumes d'environ 170 M$, la
baisse des coûts d'énergie d'environ 80 M$, et un gain en 2015
de 17 M$ des ventes de biens.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a atteint le
chiffre record de 287 M$ en 2015, une augmentation de
58 M$ comparativement à la même période de 2014,
principalement attribuable à l'effet de la faiblesse du dollar
canadien, à la baisse des coûts des charges d'alimentation et
l'augmentation des ventes de polyéthylène.
Pour 2015, les comptes de compagnie et non sectoriels ont
affiché un solde négatif de 47 M$, comparativement à un solde
négatif de 97 M$ au cours de 2014, attribuable en grande
partie aux variations des charges liées à la rémunération à base
d'actions et à l'effet de l'augmentation de l'impôt sur le revenu
d'entreprises en Alberta.
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 l'Impériale.
Les résultats réels de l'Impériale peuvent être sensiblement
différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés
prévisionnels, et les lecteurs sont priés de ne pas s'y fier
aveuglément. L'Impériale ne s'engage aucunement à publier une mise
à jour de toute révision des prévisions contenues aux présentes,
sauf si la loi l'exige.
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.
|
|
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|
|
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|
|
Annexe
I
|
|
|
|
|
|
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|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2015
|
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|
|
|
Quatrième
trimestre
|
|
Douze
mois
|
en millions de
dollars canadiens, sauf indication contraire
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
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|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
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|
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|
|
Total des produits et
des autres revenus
|
|
6 229
|
|
8 033
|
|
26 888
|
|
36 966
|
|
Total des
dépenses
|
|
6 100
|
|
7 163
|
|
24 965
|
|
31 945
|
|
Bénéfice avant impôts
sur le bénéfice
|
|
129
|
|
870
|
|
1 923
|
|
5 021
|
|
Impôt sur le
bénéfice
|
|
27
|
|
199
|
|
801
|
|
1 236
|
|
Bénéfice
net
|
|
102
|
|
671
|
|
1 122
|
|
3 785
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire (dollars)
|
|
0,12
|
|
0,80
|
|
1,32
|
|
4,47
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution (dollars)
|
|
0,12
|
|
0,79
|
|
1,32
|
|
4,45
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres données
financières
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Taxe d'accise
fédérale comprise dans les produits d'exploitation
|
|
388
|
|
397
|
|
1 568
|
|
1 562
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Gain/(perte) à la
vente d'actifs, après impôts
|
|
14
|
|
28
|
|
79
|
|
526
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de l'actif au
31 décembre
|
|
|
|
|
|
43 170
|
|
40 830
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total du passif au 31
décembre
|
|
|
|
|
|
8 516
|
|
6 891
|
|
Couverture des
intérêts par le bénéfice
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(nombre de fois
couverts)
|
|
|
|
|
|
19,8
|
|
61,3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à
long terme au 31 décembre
|
|
|
|
|
|
3 597
|
|
3 565
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au
31 décembre
|
|
|
|
|
|
23 425
|
|
22 530
|
|
Capitaux engagés au
31 décembre
|
|
|
|
|
|
31 959
|
|
29 440
|
|
Rendement du capital
moyen utilisé (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(pour
cent)
|
|
|
|
|
|
3,8
|
|
13,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés
sur les actions ordinaires
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total
|
|
119
|
|
110
|
|
458
|
|
441
|
|
|
Par action ordinaire
(dollars)
|
|
0,14
|
|
0,13
|
|
0,54
|
|
0,52
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions
ordinaires en circulation
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Au 31
décembre
|
|
|
|
|
|
847,6
|
|
847,6
|
|
|
Moyenne - compte tenu
d'une dilution
|
|
850,2
|
|
850,2
|
|
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 sur les quatre derniers trimestres.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
II
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Quatrième
trimestre
|
|
Douze
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et
équivalents de trésorerie à la fin de la période
|
203
|
|
215
|
|
203
|
|
215
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
net
|
|
102
|
|
671
|
|
1 122
|
|
3 785
|
Ajustements au titre
des éléments hors trésorerie :
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépréciation et
épuisement
|
|
398
|
|
260
|
|
1 450
|
|
1 096
|
|
(Gain)/perte à la
vente d'actifs
|
|
(17)
|
|
(32)
|
|
(97)
|
|
(696)
|
|
Dépréciation de
l'inventaire à la valeur marchande
|
|
59
|
|
-
|
|
59
|
|
-
|
|
Charge d'impôts
futurs et autres
|
|
9
|
|
712
|
|
367
|
|
1 123
|
Variations de l'actif
et du passif liés aux activités d'exploitation
|
|
(146)
|
|
(520)
|
|
(734)
|
|
(903)
|
Flux de trésorerie
liés aux activités d'exploitation
|
|
405
|
|
1 091
|
|
2 167
|
|
4 405
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités d'investissement
|
|
(539)
|
|
1 445
|
|
(2 884)
|
|
(4 562)
|
|
Produits associés à
la vente d'actifs
|
|
24
|
|
37
|
|
142
|
|
851
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités de financement
|
|
(29)
|
|
526
|
|
705
|
|
100
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
III
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Quatrième
trimestre
|
|
Douze
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
(289)
|
|
218
|
|
(704)
|
|
2 059
|
|
Secteur
Aval
|
|
352
|
|
397
|
|
1 586
|
|
1 594
|
|
Produits
chimiques
|
|
74
|
|
63
|
|
287
|
|
229
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
(35)
|
|
(7)
|
|
(47)
|
|
(97)
|
|
Bénéfice
net
|
|
102
|
|
671
|
|
1 122
|
|
3 785
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Revenus et autres
produits
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
1 874
|
|
2 645
|
|
8 284
|
|
13 162
|
|
Secteur
Aval
|
|
4 882
|
|
6 214
|
|
20 919
|
|
27 824
|
|
Produits
chimiques
|
|
336
|
|
386
|
|
1 418
|
|
1 804
|
|
Éliminations/Autres
|
|
(863)
|
|
(1 212)
|
|
(3 733)
|
|
(5 824)
|
|
Total
|
|
6 229
|
|
8 033
|
|
26 888
|
|
36 966
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
981
|
|
1 203
|
|
3 768
|
|
5 628
|
|
Secteur
Aval
|
|
3 354
|
|
4 578
|
|
14 526
|
|
21 476
|
|
Produits
chimiques
|
|
162
|
|
230
|
|
725
|
|
1 196
|
|
Éliminations
|
|
(866)
|
|
(1 209)
|
|
(3 735)
|
|
(5 821)
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
3 631
|
|
4 802
|
|
15 284
|
|
22 479
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses de
production et de fabrication
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
940
|
|
949
|
|
3 766
|
|
3 882
|
|
Secteur
Aval
|
|
336
|
|
439
|
|
1 461
|
|
1 564
|
|
Produits
chimiques
|
|
53
|
|
50
|
|
207
|
|
216
|
|
Éliminations
|
|
-
|
|
-
|
|
-
|
|
-
|
|
Dépenses de
production et de fabrication
|
|
1 329
|
|
1 438
|
|
5 434
|
|
5 662
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
491
|
|
1 294
|
|
3 135
|
|
4 974
|
|
Secteur
Aval
|
|
64
|
|
262
|
|
340
|
|
572
|
|
Produits
chimiques
|
|
19
|
|
11
|
|
52
|
|
26
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
10
|
|
21
|
|
68
|
|
82
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
584
|
|
1 588
|
|
3 595
|
|
5 654
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration
imputés au bénéfice inclus ci-dessus
|
|
21
|
|
15
|
|
73
|
|
67
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
IV
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
Quatrième
trimestre
|
|
Douze
mois
|
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de pétrole brut et de liquides de gaz naturel (LGN)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(milliers de barils
par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
155
|
|
152
|
|
158
|
|
146
|
|
Kearl
|
|
144
|
|
47
|
|
108
|
|
51
|
|
Syncrude
|
|
64
|
|
73
|
|
62
|
|
64
|
|
Conventional
|
|
15
|
|
14
|
|
15
|
|
18
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
378
|
|
286
|
|
343
|
|
279
|
|
LGN mis en
vente
|
|
2
|
|
2
|
|
1
|
|
3
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
380
|
|
288
|
|
344
|
|
282
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
|
122
|
|
159
|
|
130
|
|
168
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
400
|
|
315
|
|
366
|
|
310
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par
jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
136
|
|
120
|
|
139
|
|
114
|
|
Kearl
|
|
142
|
|
44
|
|
106
|
|
47
|
|
Syncrude
|
|
61
|
|
68
|
|
58
|
|
60
|
|
Conventional
|
|
13
|
|
12
|
|
14
|
|
14
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
352
|
|
244
|
|
317
|
|
235
|
|
LGN mis en
vente
|
|
1
|
|
2
|
|
1
|
|
2
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
353
|
|
246
|
|
318
|
|
237
|
|
|
-
|
|
|
|
-
|
|
|
Production nette
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
119
|
|
150
|
|
125
|
|
156
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
373
|
|
271
|
|
339
|
|
263
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Vente de brut
fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par
jour)
|
|
207
|
|
187
|
|
211
|
|
190
|
Vente de brut
fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
|
|
191
|
|
60
|
|
138
|
|
69
|
Ventes de LGN
(en milliers de barils par jour)
|
|
4
|
|
6
|
|
5
|
|
8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente
moyens (en dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le
pétrole brut classique (le baril)
|
|
33,61
|
|
60,47
|
|
36,58
|
|
76,03
|
|
Prix touché pour le
LGN (le baril)
|
|
17,74
|
|
40,68
|
|
14,70
|
|
49,11
|
|
Prix touché pour le
gaz naturel (le millier de pieds cubes)
|
|
2,25
|
|
3,25
|
|
2,78
|
|
4,54
|
|
Prix touché pour
l'huile synthétique (le baril)
|
|
56,56
|
|
82,04
|
|
61,33
|
|
99,58
|
|
Prix touché pour le
bitume (le baril)
|
|
22,82
|
|
52,37
|
|
32,48
|
|
67,20
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Débit des
raffineries (en milliers de barils par jour)
|
|
390
|
|
373
|
|
386
|
|
394
|
Utilisation de la
capacité de raffinage (en pourcentage)
|
|
93
|
|
88
|
|
92
|
|
94
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétroliers (en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Essence (essence
automobile)
|
|
245
|
|
241
|
|
247
|
|
244
|
|
Mazout
domestique,carburant diesel et carburéacteur
(distillats)
|
|
163
|
|
177
|
|
170
|
|
179
|
|
Mazout
lourd
|
|
15
|
|
28
|
|
16
|
|
22
|
|
Huiles lubrifiantes
et autres produits (autres)
|
|
44
|
|
34
|
|
45
|
|
40
|
|
Ventes nettes de
produits pétroliers
|
|
467
|
|
480
|
|
478
|
|
485
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de tonnes)
|
|
239
|
|
214
|
|
945
|
|
953
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Gaz converti en
équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille
barils
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
V
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net
par
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
action ordinaire -
résultat dilué
|
|
|
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
(dollars)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier
trimestre
|
|
781
|
|
|
|
|
|
0,91
|
Deuxième
trimestre
|
|
726
|
|
|
|
|
|
0,85
|
Troisième
trimestre
|
|
859
|
|
|
|
|
|
1,01
|
Quatrième
trimestre
|
|
1 005
|
|
|
|
|
|
1,18
|
Exercice
|
|
3 371
|
|
|
|
|
|
3,95
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2012
|
|
|
|
|
|
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|
Premier
trimestre
|
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1 015
|
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|
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|
1,19
|
Deuxième
trimestre
|
|
635
|
|
|
|
|
|
0,75
|
Troisième
trimestre
|
|
1 040
|
|
|
|
|
|
1,22
|
Quatrième
trimestre
|
|
1 076
|
|
|
|
|
|
1,26
|
Exercice
|
|
3 766
|
|
|
|
|
|
4,42
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
2013
|
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|
|
|
Premier
trimestre
|
|
798
|
|
|
|
|
|
0,94
|
Deuxième
trimestre
|
|
327
|
|
|
|
|
|
0,38
|
Troisième
trimestre
|
|
647
|
|
|
|
|
|
0,76
|
Quatrième
trimestre
|
|
1 056
|
|
|
|
|
|
1,24
|
Exercice
|
|
2 828
|
|
|
|
|
|
3,32
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
|
|
|
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|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier
trimestre
|
|
946
|
|
|
|
|
|
1,11
|
Deuxième
trimestre
|
|
1 232
|
|
|
|
|
|
1,45
|
Troisième
trimestre
|
|
936
|
|
|
|
|
|
1,10
|
Quatrième
trimestre
|
|
671
|
|
|
|
|
|
0,79
|
Exercice
|
|
3 785
|
|
|
|
|
|
4,45
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier
trimestre
|
|
421
|
|
|
|
|
|
0,50
|
Deuxième
trimestre
|
|
120
|
|
|
|
|
|
0,14
|
Troisième
trimestre
|
|
479
|
|
|
|
|
|
0,56
|
Quatrième
trimestre
|
|
102
|
|
|
|
|
|
0,12
|
Exercice
|
|
1 122
|
|
|
|
|
|
1,32
|
Après plus d'un siècle, l'Impériale reste un
meneur de l'industrie en appliquant la technologie et l'innovation
pour développer les ressources énergétiques canadiennes de manière
responsable. En tant que principal raffineur de pétrole, important
producteur de pétrole brut et de gaz naturel, un producteur
pétrochimique clé et principal distributeur de combustibles du
Canada, notre compagnie s'engage à
respecter des normes élevées dans tous ses secteurs.
SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée