- La production a augmenté de 26 pour cent, à un record de
399 000 barils par jour
- Les coûts unitaires du secteur Amont ont baissé de 25 pour
cent
- La vente des stations-service de la compagnie a rapporté 2,8
milliards $
CALGARY, le 29 avril 2016 /CNW/
-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier trimestre |
(en millions de dollars, sauf indication
contraire) |
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2016 |
|
2015 |
|
% |
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|
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|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
|
(101) |
|
421 |
|
(124) |
Bénéfice (perte) net par action ordinaire |
|
(0,12) |
|
0,50 |
|
(124) |
- compte tenu d'une dilution (en dollars) |
|
|
|
Dépenses en immobilisations et frais
d'exploration |
|
408 |
|
1 050 |
|
(61) |
Dans ce qui continue d'être un contexte économique difficile, la
compagnie a réalisé des progrès importants concernant ses priorités
stratégiques. Plus précisément, nous avons connu une forte
croissance de la production pour le secteur Amont, obtenant un
niveau record pour un trimestre en termes de production de
liquides, et nous avons accru notre capacité de raffinage,
optimisant la valeur comptable des actifs existants. Nous avons
également annoncé la vente de nos établissements restants, achevant
ainsi notre conversion en un modèle d'exploitation de distributeurs
de marque. On s'attend à ce que les transactions soient finalisées
d'ici la fin 2016, évaluées à 2,8 milliards $, sujettes aux
approbations réglementaires.
La compagnie a enregistré une perte estimée à 101
millions $ au premier trimestre 2016, ou 0,12 $ par
action, comparativement à un bénéfice net de 421 millions $,
ou 0,50 $ par action, pour la même période en 2015. La forte
baisse des prix mondiaux du pétrole brut, survenue la dernière fois
il y a plus de dix ans, est la raison principale de la perte du
premier trimestre.
« Prenant en compte les conditions incertaines du marché,
particulièrement celles du secteur Amont, notre priorité demeure
sur ce que nous pouvons contrôler, » a déclaré Rich Kruger, président et chef de la direction.
« Notre modèle de gestion intégré et notre solide bilan
continuent de soutenir la résilience de l'Impériale tout au long du
cycle des prix des matières premières, assurant ainsi notre bon
positionnement pour le futur. »
L'Impériale continue de réduire les coûts financiers
d'exploitation et d'augmenter sa sélection des dépenses en
immobilisations. Les coûts unitaires du secteur Amont ont baissé de
25 pour cent par rapport au premier trimestre 2015, reflétant des
efforts continus pour réduire les dépenses d'exploitation tout en
augmentant la production et en améliorant la fiabilité. Les
dépenses en immobilisations ont également été en forte baisse par
rapport à 2015, associées à l'achèvement réussi de projets
d'expansion du secteur Amont et à un examen accru des
investissements discrétionnaires.
La qualité élevée des actifs de l'Impériale, ses investissements
disciplinés, sa bonne gestion des coûts ainsi que sa quête
incessante de l'excellence opérationnelle lui permettent de fournir
de la valeur aux actionnaires à long terme, malgré les conditions à
court terme du marché.
Faits saillants du premier trimestre
- La perte nette a été de 101 M$, ou 0,12 $ par action, sur
une base diluée, en baisse par rapport au bénéfice net de 421
M$, ou 0,50 $ par action, du premier trimestre 2015.
- La production s'est établie en moyenne à 421 000 barils
d'équivalent pétrole brut par jour, soit une hausse de 26 % par
rapport aux 333 000 barils au cours de la même période en
2015. La compagnie a établi son nouveau record de production de
liquides pour un trimestre.
- Le débit moyen des raffineries a été de
398 000 barils par jour, contre 393 000 barils
par jour au premier trimestre 2015, grâce à la priorité placée sur
la fiabilité. L'utilisation de la capacité a augmenté, atteignant
94 pour cent.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 469 000
barils par jour, par rapport à 474 000 barils par jour
lors du premier trimestre 2015. Alors que nous privilégions la
croissance sur les marchés canadiens rentables, nous continuons de
détenir une importante part du marché national dans tous les
segments de produits.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d'exploitation se sont élevés à 49 M$, en baisse de
232 M$ par rapport au premier trimestre 2015. Cette baisse est
attribuable principalement au recul des prix mondiaux du pétrole
brut.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont
totalisé 408 M$, en baisse de 642 M$ par rapport au premier
trimestre 2015, reflétant le bon achèvement de projets de
croissance en Amont, la priorité donnée à la réduction des coûts
liés au marché et un examen accru des investissements
discrétionnaires.
- Au cours du trimestre, la production moyenne de bitume de
Kearl a atteint 194 000 barils par jour (la part de
l'Impériale se chiffrant à 138 000 barils), soit plus du
double des 95 000 barils par jour au premier trimestre 2015
(67 000 barrels étant la part de l'Impériale). La production
totale a baissé de 4 pour cent par rapport au quatrième trimestre
2015 en conséquence des activités d'entretien. Depuis son
lancement, le bitume dilué de Kearl continue d'être commercialisé
largement; il est actuellement traité dans plus de 35
raffineries.
- La production de bitume de Cold
Lake s'est chiffrée à 165 000 barils par jour, en moyenne,
au cours du trimestre, par rapport à 152 000 barils par jour
pour la même période en 2015, alors que la production augmentée de
Nabiye a été partiellement compensée par le cycle de la base
opérationnelle.
- La production moyenne de Syncrude s'est établie à
80 000 barils par jour au cours du premier trimestre (la
part de l'Impériale), en hausse par rapport aux 73 000 barils
par jour lors du premier trimestre 2015. Le rendement de Syncrude a
été appuyé par les efforts continus concernant l'amélioration de la
fiabilité des actifs. Début avril, Syncrude a lancé un plan
d'entretien de six semaines pour l'une de ses trois usines de
cokéfaction.
- Projet d'expansion de Cold
Lake en attente d'approbations réglementaires. Les
50 000 barils par jour proposés in situ utiliseront la
technologie de l'ajout de solvant à la séparation gravitaire
stimulée par injection de vapeur (AS-SGSIV) pour récupérer les
ressources de bitume de la concession existante de Cold Lake. Cette technologie, en projet pilote
positif depuis 2010, devrait réduire les émissions de gaz à effet
de serre de 25 pour cent par rapport aux méthodes SGSIV existantes.
Une réduction similaire d'utilisation de l'eau est également
attendue. Sujette aux approbations réglementaires en temps opportun
et à une conjoncture favorable, la construction devrait démarrer
dès 2019, avec le début de la production prévu pour 2022. Aucune
décision définitive d'investissement n'a été prise à ce jour.
- Des distributeurs de la marque Esso achèteront les
stations-service appartenant à la compagnie restantes pour le
montant de 2,8 milliards $. Cinq distributeurs existants
ont signé des ententes pour prendre possession et exploiter les 497
stations-service appartenant encore à l'Impériale. L'Impériale
continuera d'investir dans la croissance de la marque Esso par le
biais de l'innovation dans les produits pétroliers, leur
commercialisation et les programmes de fidélité. Une fois les
transactions finalisées, le réseau entier de 1 700
établissements de marque Esso sera exploité selon le modèle
d'exploitation de grossistes sous marque. On s'attend à ce que les
transactions soient finalisées d'ici la fin 2016, sujettes aux
approbations réglementaires.
- Notre programme des Médailles Esso au mérite sportif et
des certificats de participation récompense 300 000 joueurs de
hockey mineur qui démontrent l'esprit sportif aussi bien dans
la patinoire qu'en dehors. Cette année, plus de 350 000 cartes
Esso de remise sur le carburant ont été données à des familles lors
d'événements de Hockey Canada. En janvier, l'Impériale a parrainé
la Semaine du hockey mineur Esso à Calgary, le plus grand tournoi de hockey
mineur au monde pour la 37e année consécutive.
Comparaison des premiers trimestres de 2016 et de 2015
La perte nette de la compagnie au premier trimestre 2016 a été
de 101 M$ ou 0,12 $ par action sur une base diluée, comparativement
au bénéfice net de 421 M$ ou 0,50 $ par action pour la même période
de l'année dernière.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 448 M$ au cours
du premier trimestre, contre une perte nette de 189 M$ pour la même
période en 2015. Les résultats du premier trimestre 2016 ont
reflété une baisse en matière de réalisations d'environ 355 M$,
partiellement compensée par l'effet de la faiblesse du dollar
canadien d'environ 70 M$.
La valeur moyenne du West Texas Intermediate (WTI) s'est
établie à 33,63 $ US le baril au premier trimestre en
2016, une baisse par rapport au prix de 48,57 $ US le
baril au cours de la même période en 2015. Le Western
Canada Select (WCS), pour sa part, valait en
moyenne 19,30 $ US ou 33,88 $ US le baril,
respectivement, au cours des mêmes périodes. Le différentiel entre
WTI et WCS s'est élargi pour atteindre 43 pour cent au cours du
premier trimestre 2016, en raison du surplus mondial de barils de
pétrole brut auquel donnait accès la côte américaine
du golfe du Mexique.
Au cours du premier trimestre 2016, le dollar canadien s'est
affaibli par rapport au dollar américain, reflétant principalement
le prix du pétrole brut. Le dollar canadien valait en moyenne
0,73 $ US au premier trimestre 2016, soit une baisse de
0,08 $ US depuis le premier trimestre 2015.
Les réalisations moyennes de l'entreprise en dollars canadiens
pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont essentiellement
décliné en ligne avec les références nord-américaines, ajustées
pour les changements du taux de change et des coûts du transport.
Le prix moyen obtenu pour le bitume au premier trimestre 2016 était
de 11,92 $ le baril, soit une baisse de 15,48 $ le baril par
rapport au premier trimestre 2015. Le prix moyen obtenu pour le
pétrole brut synthétique était de 46,32 $ le baril, soit une
baisse de 9,49 $ le baril pour la même période en 2015.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
194 000 barils par jour au cours du premier trimestre (la part
de l'Impériale se chiffrant à 138 000 barils), en hausse par
rapport aux 95 000 barils par jour (la part de l'Impériale se
chiffrant à 67 000 barils) lors du premier trimestre 2015,
reflétant le démarrage rapide du projet d'expansion de Kearl et la
poursuite de l'amélioration de la fiabilité du développement
initial.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 165 000 barils par jour
au premier trimestre, en regard de 152 000 barils par jour
pour la même période de l'exercice précédent. Les volumes
incrémentiels de Nabiye ont compensé le cycle de la base
opérationnelle.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s'est élevée en moyenne à 80 000 barils par jour, en
hausse de 73 000 barils par rapport au premier trimestre de
2015.
Le secteur Aval a enregistré un bénéfice net de 320 M$ au cours
du premier trimestre, contre 565 M$ pour la même période en 2015.
Les résultats ont diminué principalement à cause du recul des
marges des raffineries d'environ 395 M$, partiellement compensés
par l'effet positif de la faiblesse du dollar canadien, environ 120
M$.
Le débit moyen des raffineries a été de 398 000 barils
par jour, contre 393 000 barils par jour au premier trimestre
de 2015, grâce à la priorité placée sur la fiabilité.
L'utilisation de la capacité a augmenté, arrivant à 94 pour
cent.
Les ventes de produits pétroliers étaient de 469 000 barils
par jour, par rapport à 474 000 barils par jour lors du
premier trimestre de 2015.
Le bénéfice net des produits chimiques était de 49 M$ au premier
trimestre, contre 66 M$ pour la même période en 2015.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes de compagnie et non
sectoriels ont affiché un solde négatif de 22 M$ au premier
trimestre, comparativement à un solde négatif de 21 M$ pour la
période correspondante de 2015.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 49 M$ au premier trimestre, comparativement à
281 M$ pour la période correspondante de 2015, reflétant des
revenus inférieurs attribuables au recul des prix mondiaux du
pétrole brut.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 358 M$ au premier trimestre, comparativement à 1 002
M$ au cours de la période correspondante de 2015, représentant la
baisse des acquisitions d'immobilisations corporelles.
Les activités de financement ont donné lieu à des rentrées de
liquidités de 261 M$ au premier trimestre, comparativement à 566 M$
de liquidités issues des activités de financement au premier
trimestre 2015. Les dividendes payés au cours du premier trimestre
2016 étaient de 119 M$. Les dividendes par action versés au premier
trimestre se sont élevés à 0,14 $ comparativement à 0,13 $ pour la
période correspondante de 2015.
Le solde de trésorerie s'élevait à 155 M$ au 31 mars 2016,
comparativement à 60 M$ à la fin du premier trimestre
2015.
Des données financières et d'exploitation clé 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 financiers
et d'exploitation 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; à la durée 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; la disponibilité et
l'allocation de capitaux; les taux de change; 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.
|
|
|
|
Annexe I |
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE
LTÉE |
PREMIER TRIMESTRE 2016 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trois mois |
en millions de dollars canadiens, sauf indication
contraire |
|
2016 |
|
2015 |
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis) |
|
|
|
|
|
Total des produits et des autres revenus |
|
5 222 |
|
6 203 |
|
Total des dépenses |
|
5 371 |
|
5 642 |
|
Bénéfice (perte) avant impôts |
|
(149) |
|
561 |
|
Impôts sur le bénéfice |
|
(48) |
|
140 |
|
Bénéfice (perte) net |
|
(101) |
|
421 |
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire (dollars) |
|
(0,12) |
|
0,50 |
|
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire - compte tenu d'une dilution (dollars) |
|
(0,12) |
|
0,50 |
|
|
|
|
|
|
Autres données financières |
|
|
|
|
|
Taxe d'accise fédérale comprise dans
les produits d'exploitation |
388 |
|
377 |
|
|
|
|
|
|
|
Gain (perte) à la vente d'actifs,
après impôts |
|
24 |
|
23 |
|
|
|
|
|
|
|
Total de l'actif au 31 mars |
|
43 185 |
|
41 608 |
|
|
|
|
|
|
|
Total du passif au 31 mars |
|
8 895 |
|
7 548 |
|
Couverture des intérêts par le
bénéfice |
|
|
|
|
|
|
(nombre de fois couverts) |
|
12,0 |
|
51,7 |
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à long terme au 31
mars |
|
3 475 |
|
3 784 |
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au 31 mars
|
|
23 346 |
|
22 707 |
|
Capitaux engagés au 31 mars |
|
32 259 |
|
30 276 |
|
Rendement du capital moyen utilisé
(a) |
|
|
|
|
|
|
(pour cent) |
|
2,0 |
|
11,3 |
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires |
|
|
|
|
|
|
Total |
|
119 |
|
110 |
|
|
Par action ordinaire (dollars) |
|
0,14 |
|
0,13 |
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions ordinaires en
circulation |
|
|
|
|
|
|
Au 31 mars |
|
847,6 |
|
847,6 |
|
|
Moyenne - compte tenu d'une dilution |
|
850,4 |
|
850,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(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 |
PREMIER TRIMESTRE 2016 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trois mois |
en millions de dollars canadiens |
2016 |
|
2015 |
|
|
|
|
|
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin
de la période |
155 |
|
60 |
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net |
(101) |
|
421 |
Ajustements au titre des éléments hors trésorerie
: |
|
|
|
|
Dépréciation et épuisement |
424 |
|
317 |
|
(Gain) perte à la vente d'actifs |
(30) |
|
(26) |
|
Charge d'impôts futurs et autres |
(82) |
|
18 |
Variations de l'actif et du passif liés aux
activités d'exploitation |
(162) |
|
(449) |
Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation |
49 |
|
281 |
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités
d'investissement |
(358) |
|
(1 002) |
|
Produits associés à la vente d'actifs |
33 |
|
25 |
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités de
financement |
261 |
|
566 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe III |
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE
LTÉE |
PREMIER TRIMESTRE 2016 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trois mois |
en millions de dollars canadiens |
2016 |
|
2015 |
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis) |
|
|
Secteur Amont |
(448) |
|
(189) |
|
Secteur Aval |
320 |
|
565 |
|
Produits chimiques |
49 |
|
66 |
|
Comptes non sectoriels et autres |
(22) |
|
(21) |
|
Bénéfice (perte) net |
(101) |
|
421 |
|
|
|
|
|
|
Revenus et autres produits |
|
|
|
|
Secteur Amont |
1 478 |
|
1 812 |
|
Secteur Aval |
4 194 |
|
4 955 |
|
Produits chimiques |
298 |
|
349 |
|
Éliminations/Autres |
(748) |
|
(913) |
|
Total |
|
5 222 |
|
6 203 |
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole brut et de
produits |
|
|
|
Secteur Amont |
818 |
|
838 |
|
Secteur Aval |
2 757 |
|
3 195 |
|
Produits chimiques |
159 |
|
182 |
|
Éliminations |
(748) |
|
(910) |
|
Achats de pétrole brut et de produits |
2 986 |
|
3 305 |
|
|
|
|
|
|
Dépenses de production et de
fabrication |
|
|
Secteur Amont |
909 |
|
950 |
|
Secteur Aval |
315 |
|
356 |
|
Produits chimiques |
47 |
|
53 |
|
Éliminations |
- |
|
- |
|
Dépenses de production et de fabrication |
1 271 |
|
1 359 |
|
|
|
|
|
|
Dépenses en immobilisations et frais
d'exploration |
|
Secteur Amont |
346 |
|
890 |
|
Secteur Aval |
43 |
|
125 |
|
Produits chimiques |
6 |
|
12 |
|
Comptes non sectoriels et autres |
13 |
|
23 |
|
Dépenses en immobilisations et frais
d'exploration |
408 |
|
1 050 |
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus
ci-dessus |
17 |
|
17 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe IV |
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE
IMPÉRIALE LTÉE |
PREMIER TRIMESTRE
2016 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données d'exploitation |
Trois mois |
|
|
2016 |
|
2015 |
|
|
|
|
|
Production brute de pétrole brut et de liquides
de gaz naturel (LGN) |
|
|
|
(milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
Cold Lake |
165 |
|
152 |
|
Kearl |
138 |
|
67 |
|
Syncrude |
80 |
|
73 |
|
Classique |
14 |
|
15 |
|
Total de la production de pétrole brut |
397 |
|
307 |
|
LGN mis en vente |
2 |
|
2 |
|
Total de la production de pétrole brut et de LGN |
399 |
|
309 |
|
|
|
|
|
Production brute de gaz naturel (en millions
de pieds cubes par jour) |
129 |
|
146 |
|
|
|
|
|
Production brute d'équivalent pétrole
(a) |
|
|
|
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par
jour) |
421 |
|
333 |
|
|
|
|
|
Production nette de pétrole brut et de LGN
(en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
Cold Lake |
145 |
|
139 |
|
Kearl |
136 |
|
66 |
|
Syncrude |
80 |
|
69 |
|
Classique |
13 |
|
15 |
|
Total de la production de pétrole brut |
374 |
|
289 |
|
LGN mis en vente |
1 |
|
1 |
|
Total de la production de pétrole brut et de LGN |
375 |
|
290 |
|
|
|
|
|
Production nette de gaz naturel (en millions
de pieds cubes par jour) |
126 |
|
143 |
|
|
|
|
|
Production nette d'équivalent pétrole
(a) |
|
|
|
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par
jour) |
396 |
|
314 |
|
|
|
|
|
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en
milliers de barils par jour) |
221 |
|
207 |
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en
milliers de barils par jour) |
179 |
|
82 |
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) |
5 |
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens) |
|
|
|
|
Prix touché pour le bitume (le baril) |
11,92 |
|
27,40 |
|
Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril) |
46,32 |
|
55,81 |
|
Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril) |
24,47 |
|
27,21 |
|
Prix touché pour le LGN (le baril) |
14,49 |
|
25,12 |
|
Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds
cubes) |
2,39 |
|
3,15 |
|
|
|
|
|
Débit des raffineries (en milliers de barils
par jour) |
398 |
|
393 |
Utilisation de la capacité de raffinage (en
pourcentage) |
94 |
|
93 |
|
|
|
|
|
Ventes de produits pétroliers (en milliers
de barils par jour) |
|
|
|
|
Essence (essence automobile) |
246 |
|
234 |
|
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur
(distillats) |
171 |
|
187 |
|
Mazout lourd |
17 |
|
19 |
|
Huiles lubrifiantes et autres produits (autres) |
35 |
|
34 |
|
Ventes nettes de produits pétroliers |
469 |
|
474 |
Ventes de produits pétrochimiques (en
milliers de tonnes) |
230 |
|
225 |
(a) |
Gaz converti en
équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille
barils |
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe V |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE
LTÉE |
PREMIER TRIMESTRE 2016 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net par |
|
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis) |
|
action ordinaire - résultat
dilué |
|
|
|
(en millions de dollars canadiens) |
|
|
(dollars) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier trimestre |
|
1 015 |
|
|
|
|
1,19 |
Deuxième trimestre |
|
635 |
|
|
|
|
0,75 |
Troisième trimestre |
|
1 040 |
|
|
|
|
1,22 |
Quatrième trimestre |
|
1 076 |
|
|
|
|
1,26 |
Exercice |
|
|
3 766 |
|
|
|
|
4,42 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2016 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier trimestre |
|
(101) |
|
|
|
|
(0,12) |
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