- Réaction exhaustive de la compagnie aux incendies de végétation
du nord de l'Alberta
- Diminution de la production à hauteur de
60 000 barils par jour et recul du bénéfice net de
170 M$ en raison des incendies de végétation
- Finalisation de grands travaux de maintenance prévus dans deux
raffineries, entraînant une baisse du débit de
163 000 barils par jour
CALGARY, le 29 juill. 2016
/CNW/ -
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Deuxième
trimestre
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Période de six
mois
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(en millions de dollars
canadiens, sauf indication
contraire)
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2016
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2015
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%
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2016
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2015
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%
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Bénéfice (perte) net (PCGR
des
États-Unis)
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(181)
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120
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(251)
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(282)
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541
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(152)
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Bénéfice (perte) net par
action
ordinaire
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(0,21)
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0,14
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(251)
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(0,33)
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0,64
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(152)
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- compte tenu d'une
dilution (en
dollars)
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Dépenses en immobilisations
et frais
d'exploration
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335
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819
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(59)
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743
|
1 869
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(60)
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Les résultats enregistrés par l'Impériale au deuxième trimestre
ont été considérablement affectés par les incendies de végétation
qui ont ravagé la région de Fort
McMurray, en Alberta, et
par les activités de maintenance prévues dans deux raffineries et
ses mines d'exploitation de sables bitumineux.
« L'Impériale a réagi de manière exhaustive et rapide aux
incendies de végétation qui ont touché le nord de l'Alberta, en gérant deux grandes
priorités : aider les premiers intervenants et les membres des
communautés touchées, et protéger notre effectif et nos
installations », a déclaré Rich
Kruger, président et chef de la direction.
La compagnie a pris à sa charge l'hébergement de centaines de
personnes déplacées et a évacué en toute sécurité plus de
3 300 personnes par les airs. Par ailleurs, l'Impériale a
fait don de 100 000 $ à la Croix-Rouge canadienne, a
fourni 20 000 litres d'essence à la Gendarmerie royale du
Canada et a distribué des cartes
de remise pour du carburant Esso aux personnes évacuées.
« Même si nos installations n'ont pas été endommagées par
les incendies, nos opérations de Kearl et de Syncrude ont été
grandement affectées. La production de Kearl a été périodiquement
stoppée au cours du mois de mai en raison des contraintes touchant
les pipelines à l'entrée et à la sortie. Les opérations de Syncrude
ont été arrêtées au début du mois de mai, ce qui a marqué le
premier arrêt total du site en près de 40 ans d'existence,
avec un redémarrage progressif des opérations à la mi-juin »,
a indiqué M. Kruger.
Au cours du trimestre, les activités ont également été impactées
par des travaux de maintenance prévus aux sites de Kearl et de
Syncrude et aux raffineries de Strathcona et de Nanticoke. Cette maintenance programmée a
réduit la production de liquides d'environ 40 000 barils
par jour (la part de l'Impériale) et a diminué le débit des
raffineries d'environ 163 000 barils par jour au cours du
trimestre. Par conséquent, les gains ont diminué d'environ
85 M$ par rapport au même trimestre en 2015.
La compagnie a enregistré une perte estimée à 181 M$ au
deuxième trimestre de 2016, ou 0,21 $ par action,
comparativement à un bénéfice net de 120 M$, ou 0,14 $
par action, pour la même période en 2015. Cette réduction
s'explique par la baisse des prix mondiaux du pétrole brut et les
impacts opérationnels liés aux incendies de végétation et aux
activités de maintenance.
Dans le contexte économique actuel difficile, l'Impériale
continue de se concentrer sur ce qu'elle peut contrôler. Au cours
du premier semestre de 2016, les coûts unitaires du secteur
Amont ont enregistré une baisse de 18 % par rapport au premier
semestre de 2015, tandis que les dépenses en immobilisations
de 743 M$ ont reculé de plus de 1,1 milliard $. La
compagnie continuera de réduire les coûts d'exploitation tout en
maintenant l'intégrité opérationnelle de ses actifs. En tenant
compte des incertitudes qui persistent dans l'environnement
commercial, la compagnie continuera d'examiner attentivement tous
les investissements en capital discrétionnaires.
Faits marquants du deuxième trimestre
- La perte nette s'est élevée à 181 M$, ou 0,21 $
par action, sur une base diluée, contre un bénéfice net de
120 M$, ou 0,14 $ par action, au deuxième trimestre
de 2015. Les incendies de végétation au nord de l'Alberta ont considérablement impacté les
résultats du trimestre, réduisant le bénéfice net d'environ
170 M$.
- La production s'est établie en moyenne à
329 000 barils d'équivalent pétrole brut par jour,
contre 344 000 barils par jour à la même période
en 2015. Les incendies de végétation en Alberta ont réduit les volumes de production
d'environ 60 000 barils par jour au cours du trimestre
actuel. Si l'on exclut l'impact des incendies de végétation, la
production au deuxième trimestre de 2016 aurait augmenté de
45 000 barils par jour, soit une croissance de
13 %.
- Le débit moyen des raffineries était de
246 000 barils par jour, contre
373 000 barils par jour au deuxième trimestre
de 2015. Conformément à nos pratiques historiques, de grands
travaux de maintenance prévus ont été achevés à Strathcona et Nanticoke. Le débit a été réduit d'environ
163 000 barils par jour en raison de ces activités de
maintenance.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à
470 000 barils par jour, contre
478 000 barils par jour lors du deuxième trimestre
de 2015. L'Impériale a continué de veiller à garantir un
approvisionnement fiable de produits à ses clients malgré les
incendies et les travaux de maintenance prévus.
- Le flux de trésorerie des activités d'exploitation s'est
établi à 443 M$, soit une hausse de 66 M$ par rapport
au deuxième trimestre de 2015. Les effets positifs du fonds de
roulement ont compensé la baisse des gains. Le flux de
trésorerie des opérations a enregistré un recul d'environ
195 M$ en raison des incendies de végétation en Alberta.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont
totalisé 335 M$, soit une baisse de 484 M$ par
rapport au deuxième trimestre de 2015. Les dépenses du premier
semestre de 743 M$ ont reculé de plus de
1,1 milliard $ en lien avec l'achèvement de grands
projets d'expansion dans le secteur Amont et l'amélioration de la
sélection des investissements.
- Au cours du trimestre, la production moyenne de bitume de
Kearl a atteint 155 000 barils par jour (la part de
l'Impériale se chiffrant à 110 000 barils), en hausse par
rapport aux 130 000 barils par jour enregistrés au cours
du deuxième trimestre de 2015 (92 000 barils pour la
part de l'Impériale). Les impacts combinés des incendies et des
travaux de maintenance prévus ont diminué la production d'environ
64 000 barils par jour (la part de l'Impériale s'élevant
à 45 000 barils). Les installations de Kearl n'ont pas
été endommagées par les incendies et le cours normal des opérations
a pu reprendre à la fin du mois de mai.
- La production de bitume de Cold
Lake s'est établie en moyenne à 163 000 barils par
jour au cours du trimestre, en hausse par rapport aux
161 000 barils par jour enregistrés au trimestre
correspondant de 2015. La production en hausse de Nabiye a été
partiellement compensée par le cycle de la base opérationnelle. Les
incendies n'ont pas eu d'effet sur les opérations de Cold Lake.
- La production de Syncrude a atteint 18 000 barils
par jour en moyenne au deuxième trimestre (la part de
l'Impériale), contre 52 000 barils par jour pour la même
période en 2015. Les incendies et les travaux de maintenance
prévus ont réduit la production d'environ 54 000 barils
par jour. En raison des incendies de végétation, le site de
Syncrude a effectué un arrêt contrôlé de toutes les installations
début mai, ce qui a marqué le premier arrêt complet du site en près
de 40 ans d'existence. Un redémarrage progressif a commencé à
la mi-juin et les travaux de maintenance prévus, qui avaient été
suspendus en raison des incendies, ont été achevés. Le cours normal
des opérations a repris au mois de juillet.
- L'approbation réglementaire du projet de gaz de Mackenzie a
été prorogée de sept ans. L'Office national de l'énergie (ONE)
a accédé à la demande de l'Impériale visant à étendre le permis de
construction de pipeline jusqu'à fin 2022. Cette extension
permettra de savoir si les changements dans le marché du gaz
naturel en Amérique du Nord, notamment l'impact potentiel des
projets proposés de LGN, soutiendront le développement des réserves
de gaz du delta du Mackenzie. La décision de l'ONE est soumise à
l'approbation du gouvernement du Canada.
- L'Impériale a réagi de manière exhaustive et rapide aux
incendies de végétation qui ont ravagé le nord de l'Alberta, notamment par l'intermédiaire
d'un don de 100 000 $ à la Croix-Rouge canadienne, d'un
don de 20 000 litres d'essence à la Gendarmerie royale du
Canada, d'une distribution de
cartes de remise pour du carburant Esso (pour un montant total de
10 000 $) aux personnes évacuées, de la prise en charge
de l'hébergement de centaines de personnes déplacées et de pompiers
et du transport aérien de plus de 3 300 personnes
évacuées, y compris des résidents de Fort
McMurray.
Comparaison des deuxièmes trimestres de 2016 et
de 2015
La perte nette de la compagnie au deuxième trimestre
de 2016 a été de 181 M$ ou 0,21 $ par action sur une
base diluée, comparativement à 120 M$ ou 0,14 $ par
action pour la même période de l'année dernière. Les incendies de
végétation au nord de l'Alberta
ont considérablement impacté les résultats du trimestre, réduisant
le bénéfice net d'environ 170 M$.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 290 M$ au
cours du deuxième trimestre, contre une perte nette de 174 M$
pour la même période en 2015. Les résultats enregistrés au
deuxième trimestre de 2016 ont reflété une baisse en matière
de réalisations d'environ 500 M$, l'impact des incendies de
végétation au nord de l'Alberta
sur les activités de Syncrude et de Kearl à hauteur de 155 M$
et l'augmentation de la dépense d'amortissement d'environ
50 M$. Ces facteurs ont été partiellement compensés par la
hausse des volumes de Kearl et de Cold
Lake (qui se sont chiffrés à environ 105 M$), l'effet
de la faiblesse du dollar canadien (environ 65 M$) et l'effet
favorable de la baisse des redevances (environ 50 M$). Le
bénéfice enregistré au deuxième trimestre de 2015 reflétait
une augmentation des impôts sur le revenu des sociétés en
Alberta d'environ 327 M$.
West Texas Intermediate (WTI) s'est établi en moyenne à
45,64 USD par baril au deuxième trimestre de 2016, contre
57,90 USD par baril au cours du trimestre correspondant
en 2015. Western Canada Select (WCS) s'est établi en moyenne à
32,36 USD par baril, contre 46,41 USD par baril pour les
mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s'est creusé à
29 % au deuxième trimestre de 2016, comparativement à
20 % pour la même période en 2015.
Au cours du deuxième trimestre de 2016, le dollar canadien
a reculé face au dollar américain par rapport à la même période
en 2015. Le dollar canadien valait en moyenne 0,78 USD au
deuxième trimestre de 2016, soit une baisse de 0,03 USD
par rapport au deuxième trimestre de 2015.
Les réalisations moyennes de l'Impériale en dollars canadiens
pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont reculé de manière
essentiellement conforme aux références nord-américaines, ajustées
en fonction des variations du taux de change et des coûts du
transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est élevé à
29,45 $ par baril pour le deuxième trimestre de 2016,
soit une baisse de 19,71 $ par baril par rapport au deuxième
trimestre de 2015. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut
synthétique était de 58,58 $ le baril, soit une baisse de
16,62 $ pour la même période en 2015.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 163 000 barils par
jour au deuxième trimestre, en regard de 161 000 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 production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
155 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre
(la part de l'Impériale se chiffrant à 110 000 barils),
contre 130 000 barils par jour (la part de l'Impériale se
chiffrant à 92 000 barils) lors du deuxième trimestre
de 2015. La production de Kearl a été réduite au cours du
trimestre actuel de 64 000 barils par jour (la part de
l'Impériale s'élevant à 45 000 barils) en raison des
incendies en Alberta et des
activités de maintenance prévues.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s'est élevée à 18 000 barils par jour, contre
52 000 barils par jour au deuxième trimestre
de 2015. La production de Syncrude a été réduite au cours du
trimestre actuel de 54 000 barils par jour en raison des
incendies en Alberta et des
activités de maintenance prévues.
Les revenus nets du secteur Aval étaient de 71 M$ au
deuxième trimestre, contre 215 M$ pour la même période
en 2015. Les résultats ont diminué principalement en raison de
l'impact des arrêts planifiés en hausse de l'ordre de 115 M$
et de la baisse des marges sectorielles d'environ 45 M$.
Le débit moyen des raffineries était de 246 000 barils
par jour, contre 373 000 barils par jour au deuxième
trimestre de 2015. La baisse était principalement liée aux
activités d'entretien prévues aux raffineries de Strathcona et de Nanticoke. Si l'on exclut l'effet des travaux
de maintenance prévus, l'utilisation de la capacité se chiffrait en
moyenne à 97 %.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à
470 000 barils par jour, contre 478 000 barils
par jour lors du deuxième trimestre de 2015.
Les revenus nets du secteur Produits chimiques étaient de
55 M$ au deuxième trimestre, contre 69 M$ pour le même
trimestre en 2015.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels et
autres ont affiché un solde négatif de 17 M$ au deuxième
trimestre, comparativement à un solde positif de 10 M$ pour la
période correspondante de 2015.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 443 M$ au deuxième trimestre, contre
377 M$ pour la période correspondante de 2015. Les effets
positifs du fonds de roulement ont compensé la baisse des
résultats.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 297 M$ au deuxième trimestre, comparativement à
724 M$ au cours de la période correspondante de 2015,
représentant l'achèvement de grands projets d'expansion dans le
secteur Amont.
Les liquidités affectées aux activités de financement étaient de
106 M$ au cours du deuxième trimestre, contre 315 M$ au
cours du deuxième trimestre de 2015. Les dividendes payés au
cours du deuxième trimestre de 2016 s'élevaient à 118 M$.
Les dividendes par action versés au deuxième trimestre se sont
élevés à 0,14 $ comparativement à 0,13 $ pour la période
correspondante de 2015.
Le solde de trésorerie s'élevait à 195 M$ au
30 juin 2016, comparativement à 28 M$ à la fin du
deuxième trimestre de 2015.
Faits saillants du semestre
- La perte nette s'est élevée à 282 M$, contre un bénéfice
net de 541 M$ au cours de l'exercice précédent.
- La perte nette par action ordinaire sur une base diluée a été
de 0,33 $, contre un bénéfice net par action ordinaire de
0,64 $ en 2015.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 492 M$, comparativement à 658 M$
en 2015.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de
376 000 barils par jour, soit une hausse de 11 % par
rapport aux 339 000 barils par jour pour la période
correspondante de 2015.
- Le débit moyen des raffineries était de
323 000 barils par jour, par rapport à
383 000 barils par jour lors de la période correspondante
en 2015.
- Les dividendes par action déclarés depuis le début de
l'exercice se sont élevés à 0,29 $, en hausse de 0,03 $
par action par rapport à 2015.
Comparaison du premier semestre de 2016 et
de 2015
La perte nette au cours des six premiers mois de 2016 s'est
établie à 282 M$ ou 0,33 $ par action sur une base
diluée, comparativement à un bénéfice net de 541 M$ ou
0,64 $ par action au cours des six premiers mois
de 2015.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 738 M$ au
cours des six premiers mois de 2016, contre une perte nette de
363 M$ à la période correspondante de l'an passé. La perte
enregistrée en 2016 a reflété une baisse en matière de
réalisations d'environ 870 M$, l'impact des incendies de
végétation au nord de l'Alberta
sur les activités de Syncrude et de Kearl à hauteur de 155 M$
et l'augmentation de la dépense d'amortissement d'environ
105 M$. Ces facteurs ont été partiellement compensés par
l'effet de la faiblesse du dollar canadien, environ 135 M$, la
hausse des volumes de Kearl et de Cold
Lake d'environ 130 M$, l'effet favorable de la baisse
des redevances d'environ 80 M$ et la baisse de coûts de
l'énergie, d'environ 60 M$. Le bénéfice enregistré au deuxième
trimestre de 2015 reflétait une augmentation des impôts sur le
revenu des sociétés en Alberta
d'environ 327 M$.
West Texas Intermediate s'est établi en moyenne à 39,78 USD
par baril au cours des six premiers mois de l'année 2016,
contre 53,35 USD par baril au cours de la même période l'an
passé. Western Canada Select s'est établi en moyenne à
25,88 USD par baril, contre 40,14 USD par baril pour les
mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s'est creusé à
35 % au cours du premier semestre 2016, comparativement à
25 % pour la même période en 2015.
Au cours du premier semestre de 2016, le dollar canadien a
reculé face au dollar américain par rapport à la même période
en 2015. Le dollar canadien valait en moyenne 0,75 USD au
premier semestre de 2016, soit une baisse de 0,06 USD par
rapport à la même période en 2015.
Les réalisations moyennes de l'Impériale en dollars canadiens
pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont reculé de manière
essentiellement conforme aux références nord-américaines, ajustées
en fonction des variations du taux de change et des coûts du
transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est élevé à
20,76 $ par baril pour les six premiers mois de
l'année 2016, soit une baisse de 18,39 $ par baril par
rapport à la même période en 2015. Le prix moyen obtenu pour
le pétrole brut synthétique était de 48,59 $ le baril, soit
une baisse de 15,30 $ pour la même période
en 2015.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 164 000 barils par
jour au premier semestre, en hausse par rapport aux
156 000 barils par jour pour la même période de
l'exercice précédent, principalement en raison de la production de
Nabiye.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
175 000 barils par jour au cours du premier semestre
de 2016 (la part de l'Impériale se chiffrant à
124 000 barils), contre 113 000 barils par jour
(la part de l'Impériale se chiffrant à 80 000 barils).
L'augmentation était attribuable au démarrage du projet d'expansion
et à la fiabilité accrue du développement initial. La production de
Kearl a été réduite de 32 000 barils par jour (la part de
l'Impériale s'élevant à 23 000 barils) en raison des
incendies en Alberta et des
activités de maintenance prévues.
Au cours des six premiers mois de 2016, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en
moyenne à 49 000 barils par jour, comparativement à
63 000 barils pour la période correspondante
de 2015. La production de Syncrude a été réduite de
13 000 barils par jour en raison des incendies en
Alberta et des activités de
maintenance prévues.
Le bénéfice net du secteur Aval a été de 391 M$, contre
780 M$ pour la même période en 2015. Les résultats ont
diminué en raison de la faiblesse des marges du secteur Aval, à
environ 480 M$ et de l'impact des activités de maintenance en
hausse d'environ 115 M$. Ces facteurs ont été partiellement
compensés par les effets de la faiblesse du dollar canadien
d'environ 130 M$ ainsi qu'une baisse des coûts d'exploitation
ayant trait à la commercialisation des carburants d'environ
50 M$.
Le débit moyen des raffineries était de 323 000 barils
par jour au cours des six premiers mois de l'année 2016,
contre 383 000 barils au cours de la même période
en 2015. L'utilisation de la capacité a diminué à 77 %,
contre 91 % pour la même période en 2015. Cette baisse
d'utilisation s'expliquait par la hausse des activités d'entretien
en 2016.
Les ventes de produits pétroliers s'élevaient à
469 000 barils par jour au cours des six premiers mois
de 2016, contre 476 000 barils par jour lors de la
période correspondante en 2015.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de
104 M$, contre 135 M$ pour la même période
en 2015.
Pour les six premiers mois de 2016, les comptes non
sectoriels et autres ont affiché un solde négatif de 39 M$,
comparativement à un solde négatif de 11 M$ au cours de
l'exercice précédent.
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 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 dans ce rapport et 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
|
|
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|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE
LIMITÉE
|
|
|
|
|
|
|
|
Deuxième
trimestre
|
Six
mois
|
en millions de dollars
canadiens, sauf indication
contraire
|
2016
|
2015
|
2016
|
2015
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net
(PCGR des
États-Unis)
|
|
|
|
|
|
Total des produits et des
autres
revenus
|
6
248
|
7 301
|
11
470
|
13 504
|
|
Total des
dépenses
|
6
500
|
6 705
|
11
871
|
12 347
|
|
Bénéfice (perte) avant
impôts
|
(252)
|
596
|
(401)
|
1 157
|
|
Impôts sur le
bénéfice
|
(71)
|
476
|
(119)
|
616
|
|
Bénéfice (perte)
net
|
(181)
|
120
|
(282)
|
541
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net par
action ordinaire
(dollars)
|
(0,21)
|
0,14
|
(0,33)
|
0,64
|
|
Bénéfice (perte) net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution
(dollars)
|
(0,21)
|
0,14
|
(0,33)
|
0,64
|
|
|
|
|
|
Autres données
financières
|
|
|
|
|
|
Taxe d'accise fédérale
comprise dans les produits
d'exploitation
|
415
|
387
|
803
|
764
|
|
|
|
|
|
|
Gain (perte) à la vente
d'actifs, après
impôts
|
10
|
17
|
34
|
40
|
|
|
|
|
|
|
Total de l'actif au 30
juin
|
|
|
43
244
|
42 834
|
|
|
|
|
|
|
Total du passif au 30
juin
|
|
|
8
908
|
7 984
|
|
Couverture des intérêts par
le bénéfice (nombre de fois
couverts)
|
|
|
4,0
|
39,5
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à long
terme au 30
juin
|
|
|
3
455
|
3 973
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au 30
juin
|
|
|
23
072
|
22 759
|
|
Capitaux engagés au 30
juin
|
|
|
31
998
|
30 761
|
|
Rendement des capitaux
utilisés moyens (en pourcentage)
(a)
|
|
|
1,1
|
7,2
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés sur les
actions
ordinaires
|
|
|
|
|
|
|
Total
|
127
|
110
|
246
|
220
|
|
|
Par action ordinaire
(dollars)
|
0,15
|
0,13
|
0,29
|
0,26
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions
ordinaires en
circulation
|
|
|
|
|
|
|
Au 30
juin
|
|
|
847,6
|
847,6
|
|
|
Moyenne - compte tenu d'une
dilution
|
850,6
|
850,7
|
850,5
|
850,6
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Le rendement du capital utilisé correspond à la
moyenne mobile du bénéfice net, coûts de financement après impôts
non déduits,
divisée par la moyenne du capital utilisé sur les quatre derniers
trimestres.
|
|
|
|
|
|
Annexe
II
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE
IMPÉRIALE
LIMITÉE
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Deuxième
trimestre
|
|
Six
mois
|
en millions de dollars
canadiens
|
2016
|
2015
|
|
2016
|
2015
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et
équivalents de trésorerie à la fin de la
période
|
195
|
28
|
|
195
|
28
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
net
|
(181)
|
120
|
|
(282)
|
541
|
Ajustements au titre des
éléments hors
trésorerie :
|
|
|
|
|
|
|
Dépréciation et
épuisement
|
407
|
335
|
|
831
|
652
|
|
(Gain) perte à la vente
d'actifs
|
(13)
|
(25)
|
|
(43)
|
(51)
|
|
Charge d'impôts futurs et
autres
|
(98)
|
254
|
|
(180)
|
272
|
Variations de l'actif et du
passif
d'exploitation
|
328
|
(307)
|
|
166
|
(756)
|
Flux de trésorerie liés
aux activités
d'exploitation
|
443
|
377
|
|
492
|
658
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés
aux activités
d'investissement
|
(297)
|
(724)
|
|
(655)
|
(1 726)
|
|
Produits associés à la
vente
d'actifs
|
17
|
65
|
|
50
|
90
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés
aux activités de
financement
|
(106)
|
315
|
|
155
|
881
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe III
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE
IMPÉRIALE
LIMITÉE
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Deuxième
trimestre
|
|
Six
mois
|
en millions de dollars
canadiens
|
2016
|
2015
|
|
2016
|
2015
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net
(PCGR des
États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
(290)
|
(174)
|
|
(738)
|
(363)
|
|
Secteur
Aval
|
71
|
215
|
|
391
|
780
|
|
Produits
chimiques
|
55
|
69
|
|
104
|
135
|
|
Comptes non sectoriels et
autres
|
(17)
|
10
|
|
(39)
|
(11)
|
|
Bénéfice (perte)
net
|
(181)
|
120
|
|
(282)
|
541
|
|
|
|
|
|
|
Revenus et autres
produits
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
1
733
|
2 517
|
|
3
211
|
4 329
|
|
Secteur
Aval
|
4
790
|
5 459
|
|
8
984
|
10 414
|
|
Produits
chimiques
|
317
|
373
|
|
615
|
722
|
|
Éliminations/autres
|
(592)
|
(1 048)
|
|
(1
340)
|
(1 961)
|
|
Total
|
6
248
|
7 301
|
|
11
470
|
13 504
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole brut
et de
produits
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
905
|
1 070
|
|
1
723
|
1 908
|
|
Secteur
Aval
|
3
555
|
4 071
|
|
6
312
|
7 266
|
|
Produits
chimiques
|
171
|
205
|
|
330
|
387
|
|
Éliminations
|
(590)
|
(1 051)
|
|
(1
338)
|
(1 961)
|
|
Achats de pétrole brut et
de
produits
|
4
041
|
4 295
|
|
7
027
|
7 600
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses de production
et de
fabrication
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
838
|
953
|
|
1
747
|
1 903
|
|
Secteur
Aval
|
421
|
392
|
|
736
|
748
|
|
Produits
chimiques
|
51
|
50
|
|
98
|
103
|
|
Éliminations
|
-
|
-
|
|
-
|
-
|
|
Dépenses de production et
de
fabrication
|
1
310
|
1 395
|
|
2
581
|
2 754
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais
d'exploration
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
250
|
704
|
|
596
|
1 594
|
|
Secteur
Aval
|
64
|
96
|
|
107
|
221
|
|
Produits
chimiques
|
8
|
4
|
|
14
|
16
|
|
Comptes non sectoriels et
autres
|
13
|
15
|
|
26
|
38
|
|
Dépenses en immobilisations
et frais
d'exploration
|
335
|
819
|
|
743
|
1 869
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration imputés
au bénéfice inclus
ci-dessus
|
42
|
16
|
|
59
|
33
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
IV
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE
IMPÉRIALE
LIMITÉE
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
Deuxième
trimestre
|
|
Six
mois
|
|
2016
|
2015
|
|
2016
|
2015
|
|
|
|
|
|
|
Production brute de
pétrole brut et de liquides de gaz naturel
(LGN)
|
|
|
|
|
|
(milliers de barils par
jour)
|
|
|
|
|
|
|
Cold
Lake
|
163
|
161
|
|
164
|
156
|
|
Kearl
|
110
|
92
|
|
124
|
80
|
|
Syncrude
|
18
|
52
|
|
49
|
63
|
|
Classique
|
15
|
15
|
|
15
|
15
|
|
Total de la production de
pétrole
brut
|
306
|
320
|
|
352
|
314
|
|
LGN mis en
vente
|
1
|
2
|
|
2
|
2
|
|
Total de la production de
pétrole brut et de
LGN
|
307
|
322
|
|
354
|
316
|
|
|
|
|
|
|
Production brute de gaz
naturel (en millions de pieds cubes par
jour)
|
129
|
134
|
|
129
|
140
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
d'équivalent pétrole
(a)
|
329
|
344
|
|
376
|
339
|
(en milliers de barils
d'équivalent pétrole par
jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette de
pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par
jour)
|
|
|
|
|
|
|
Cold
Lake
|
132
|
142
|
|
139
|
140
|
|
Kearl
|
109
|
90
|
|
123
|
78
|
|
Syncrude
|
18
|
45
|
|
49
|
57
|
|
Classique
|
13
|
13
|
|
13
|
14
|
|
Total de la production de
pétrole
brut
|
272
|
290
|
|
324
|
289
|
|
LGN mis en
vente
|
1
|
1
|
|
1
|
1
|
|
Total de la production de
pétrole brut et de
LGN
|
273
|
291
|
|
325
|
290
|
|
|
|
|
|
|
Production nette de gaz
naturel (en millions de pieds cubes par
jour)
|
127
|
119
|
|
127
|
131
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
d'équivalent pétrole
(a)
|
294
|
311
|
|
346
|
312
|
(en milliers de barils
d'équivalent pétrole par
jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut fluidifié
de Cold Lake (en milliers de barils par
jour)
|
219
|
218
|
|
220
|
212
|
Ventes de brut fluidifié
de Kearl (en milliers de barils par
jour)
|
157
|
107
|
|
168
|
95
|
Ventes de LGN (en
milliers de barils par
jour)
|
5
|
6
|
|
5
|
6
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente moyens
(en dollars
canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le bitume
(le
baril)
|
29,45
|
49,16
|
|
20,76
|
39,15
|
|
Prix touché pour le pétrole
synthétique (le
baril)
|
58,58
|
75,20
|
|
48,59
|
63,89
|
|
Prix touché pour le pétrole
brut classique (le
baril)
|
36,04
|
48,43
|
|
30,22
|
37,67
|
|
Prix touché pour le LGN (le
baril)
|
13,70
|
8,57
|
|
14,10
|
17,17
|
|
Prix touché pour le gaz
naturel (le millier de pieds
cubes)
|
1,58
|
1,83
|
|
1,98
|
2,71
|
|
|
|
|
|
|
Débit des
raffineries (en milliers de barils par
jour)
|
246
|
373
|
|
323
|
383
|
Utilisation de la
capacité de raffinage (en
pourcentage)
|
58
|
89
|
|
77
|
91
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétroliers (en milliers de barils par
jour)
|
|
|
|
|
|
|
Essence (essence
automobile)
|
263
|
248
|
|
255
|
241
|
|
Mazout domestique,
carburant diesel et carburéacteur
(distillats)
|
158
|
163
|
|
164
|
175
|
|
Mazout
lourd
|
8
|
15
|
|
13
|
17
|
|
Huiles lubrifiantes et
autres produits
(autres)
|
41
|
52
|
|
37
|
43
|
|
Ventes nettes de produits
pétroliers
|
470
|
478
|
|
469
|
476
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de
tonnes)
|
232
|
242
|
|
462
|
467
|
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Gaz converti en équivalent
pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille
barils.
|
|
|
Annexe
V
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE
IMPÉRIALE
LIMITÉE
|
|
|
|
|
|
|
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)
|
Deuxième
trimestre
|
(181)
|
(0,21)
|
|
(282)
|
(0,33)
|
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