- Hausse de la production du secteur Amont de 26 %, total
trimestriel le plus élevé depuis plus de 10 ans
- Les activités de gestion de frais ont généré des économies de
1,1 G$ en cumul annuel
- La génération de liquidités a surpassé les exigences en matière
de capital et les dividendes de plus de 300 M$
CALGARY, le 30 oct. 2015 /CNW/ -
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Troisième
trimestre
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Neuf
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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479
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936
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(49)
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1 020
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3 114
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(67)
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Bénéfice net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution (dollars)
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0,56
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1,10
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(49)
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1,20
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3,66
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(67)
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Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
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1 142
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1 434
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(20)
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3 011
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4 066
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(26)
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Le rendement de l'Impériale au troisième trimestre fait foi de
nos priorités : l'accent sur les fondamentaux de nos activités
de base, la réalisation de la pleine valeur de nos investissements
récents pour l'expansion du secteur d'Amont et la réduction
significative des frais dans un contexte économique difficile.
« Les résultats étayent notre capacité à mettre en
exécution notre stratégie de croissance du secteur Amont à long
terme, tout en réagissant au contexte actuel du prix des produits
de base », déclare Rich Kruger,
président du conseil, président et directeur général. « Cette
année vise une création de croissance du secteur Amont inégalée et
générera de la valeur pour les décennies à venir. En même temps,
nous avons réduit nos coûts d'exploitation et en capital de plus de
un milliard de dollars par rapport aux versions préalables du plan,
afin de renforcer nos activités et améliorer notre résilience au
sein du contexte économique actuel. »
La société a obtenu ces réductions de coûts grâce à une
amélioration de la sélection des nouveaux investissements en
capital, une vérification accrue de toutes nos dépenses
d'exploitation et un engagement continu envers les fournisseurs et
les sous-traitants afin d'améliorer l'efficacité et la
productivité.
« Plus particulièrement, les coûts unitaires décaissés en
Amont au cours du trimestre étaient presque 25 % inférieurs à
ceux de notre moyenne annuelle en 2014 », ajoute
M. Kruger.
Parmi les autres faits saillants du trimestre, ajoutons une
production moyenne de 386 000 barils d'équivalent pétrole brut
par jour, en hausse de 12 %, ou 42 000 barils par jour,
comparativement au deuxième trimestre de 2015, et en hausse de 26 %, ou 79 000
barils par jour, du troisième trimestre de 2014. Le bénéfice du
trimestre s'est chiffré à 479 M$, ou 0,56 $ par action,
une baisse de 49 % par rapport à la période correspondante en
2014, attribuable à la baisse du prix mondial du pétrole brut. Un
robuste rendement financier des secteurs de l'Aval et des Produits
chimiques continue d'étayer la valeur du modèle de gestion intégré
de l'Impériale. Le flux de trésorerie des activités d'exploitation
s'est établi à 1 104 M$, ou 1,30 $ par action, et a
surpassé les exigences de capital et les dividendes versés de plus
de 300 M$.
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net a été de 479 M$ ou 0,56 $ par action sur une
base diluée, en baisse de 49 % par rapport aux 936 M$ ou 1,10 $
par action du troisième trimestre de 2014, attribuable à la
faiblesse des prix mondiaux du pétrole brut.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été
de 386 000 barils par jour, soit une hausse de 26 % par rapport
aux 307 000 barils produits au cours du troisième trimestre de
2014. La production était à son niveau le plus élevé en plus de dix
ans.
- Le débit moyen des raffineries était de 390 000 barils par
jour, par rapport à 409 000 barils par jour lors du troisième
trimestre de 2014. La capacité d'utilisation était de 93 % en
moyenne, avec une maintenance prévue accomplie au cours du
trimestre.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 495 000 barils
par jour, par rapport à 502 000 barils par jour lors du
troisième trimestre de 2014. La société continue de détenir une
importante part du marché de tous les segments de produits dans le
monde entier.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont
totalisé 1 142 M$, en baisse de 292 M$ par rapport au troisième
trimestre de 2014. Les dépenses étaient axées principalement sur
l'achèvement des projets d'expansion du secteur Amont et sur le
contrat de location-acquisition du pipeline Woodland d'environ 480
M$.
- Le flux de trésorerie des activités d'exploitation s'est
établi à 1 104 M$, ou 1,30 $ par action, en baisse de 126 M$
par rapport au troisième trimestre de 2014. La génération de
liquidités a surpassé les exigences en matière de capital et les
dividendes versés de plus de 300 M$ au cours du trimestre.
- Au cours du trimestre, la production moyenne de Kearl a
atteint 181 000 barils par jour (la part de l'Impériale se
chiffrant à 128 000 barils), y compris l'incidence d'importants
travaux d'entretien en septembre. La production était en hausse de
103 000 barils (la part de l'Impériale se chiffrant à 73 000
barils) par rapport au troisième trimestre 2014, et en hausse de 51 000 barils (la part de
l'Impériale se chiffrant à 36 000 barils) par rapport au deuxième
trimestre de 2015. L'augmentation était principalement attribuable
au premier trimestre d'exploitation complet du projet
d'expansion.
- La production de bitume de Cold
Lake s'est établie en moyenne à 166 000 barils par jour au
cours du trimestre, en hausse de 149 000 barils par rapport au
trimestre correspondant de 2014. La production de Nabiye a
poursuivi son accélération à la suite de son démarrage au cours du
premier trimestre 2015.
- La quote-part de la société dans la production de Syncrude
était de 59 000 barils par jour en moyenne au cours du
troisième trimestre, par rapport à 61 000 barils par jour lors de
la période correspondante en 2014 Syncrude a mis en place une
récupération par étape à la suite d'un incident de processus
survenu à la fin du mois d'août. L'incident était attribuable à une
défaillance des conduites à l'installation de Mildred Lake, et les activités ont été reprises
au début du mois d'octobre.
- Le pipeline de Woodland, une coentreprise avec Enbridge, a
été complété comme prévu. Le pipeline de près de 530 kilomètres
achemine le bitume fluidifié vers Edmonton à une capacité initiale de 400 000
barils, réduisant les contraintes de capacité potentielles sur la
production de Kearl et permettant l'accès à des marchés de grande
valeur pour la production brute.
- L'application réglementaire pour Aspen a été modifiée pour inclure la
technologie AS-SGIV. L'application réglementaire auprès de
l'organisme de réglementation de l'énergie en Alberta a été modifiée afin de développer une
ressource de bitume de 1,2 G$ à l'aide de la première utilisation
de la technologie d'ajout de solvant à la séparation gravitaire
stimulée par injection de vapeur (AS-SGIV) du secteur. La
technologie améliore significativement l'efficacité du capital et
diminue l'intensité des gaz à effet de serre comparativement aux
technologies SGIV existantes. Ceci sera mis en place au cours de
deux phases de 75 000 barils par jour de production,
respectivement, le calendrier de développement est assujetti aux
approbations réglementaires et aux conditions du marché. Une
décision de placement définitive pourrait avoir lieu aussi tôt que
2017.
- Demande d'extension du permis relatif au projet de gaz de
Mackenzie soumise à l'Office national de l'énergie (ONE).
L'Impériale a demandé une extension du permis de construction de
pipeline à l'ONE. Une extension permettrait aux participants d'une
coentreprise d'avoir accès aux effets de modifications du marché du
gaz naturel nord-américain, y compris l'effet potentiel de projets
de GNL proposés.
- L'Impériale et Husky Energy créeront un réseau de transport
de carburant national d'environ 160 sites à l'échelle du
Canada, environ le double de
chacun des réseaux individuels aujourd'hui. En vertu de l'accord,
Husky serait responsable de la gestion des relations avec les
courtiers et de la croissance du réseau à titre de détaillant de
marque Esso, tandis que l'Impériale fournirait le carburant et les
programmes de commercialisation au réseau consolidé. L'accord est
assujetti à l'approbation du Bureau canadien de la concurrence et
des conditions de clôture.
Comparaison des troisièmes trimestres de 2015 et de 2014
Le bénéfice net de la compagnie du troisième trimestre de 2015 a
été de 479 M$ ou 0,56 $ par action sur une base diluée,
comparativement à 936 M$ ou 1,10 $ par action pour la
même période de l'année précédente.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette au troisième
trimestre de 52 M$, comparativement à un bénéfice net de
532 M$ à la période correspondante de 2014. Le bénéfice du
troisième trimestre 2015 reflète la baisse des prix touchés
pour le brut et le gaz d'environ 1 250 M$ des dépenses
d'amortissement en hausse à 80 M$. Ces facteurs ont été
partiellement compensés par la hausse des volumes de Kearl et de
Cold Lake, qui se sont chiffrés à
280 M$, l'effet favorable de la faiblesse du dollar canadien,
environ 270 M$, et la baisse des redevances d'environ
230 M$.
West Texas Intermediate (WTI), la principale référence en
dollars américains pour le brut en Amérique du Nord, a diminué de
52 % par rapport au trimestre correspondant en 2014. Les prix
moyens obtenus en dollars canadiens par la société pour le pétrole
synthétique et le bitume ont diminué d'environ 40 et 56 % au
cours du troisième trimestre de 2015 pour se chiffrer à
61,21 $ et 32,61 $ le baril, respectivement, car la
baisse de la référence du brut et l'augmentation de l'écart
léger-lourd ont été partiellement compensées par la faiblesse du
dollar canadien. Le prix moyen touché par la compagnie sur les
ventes de gaz naturel, de 1,75 $ le millier de pieds cubes au
troisième trimestre de 2015, était en baisse d'environ 1,83 $
par rapport à la même période de 2014.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 166 000 barils par jour
au troisième trimestre, en regard de 149 000 barils par jour
pour la même période de l'exercice précédent, principalement en
raison de la poursuite de l'accélération de la production à
Nabiye.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
181 000 barils par jour au cours du troisième trimestre (la
part de l'Impériale se chiffrant à 128 000 barils), contre
78 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à
55 000 barils) lors du troisième trimestre 2014,
reflétant l'excellent démarrage du projet d'expansion de Kearl.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s'est élevée à 59 000 barils par jour, contre
61 000 barils par jour au troisième trimestre de 2014.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 12 000 barils par jour au troisième trimestre, en
regard de 16 000 barils par jour pour la période
correspondante de 2014. La faiblesse du volume de production était
principalement attribuable à des activités de maintenance prévues
et le déclin naturel des réservoirs.
La production brute de gaz naturel au troisième trimestre de
2015 a totalisé 116 millions de pieds cubes par jour,
comparativement à 149 millions de pieds cubes par jour pour la
période correspondante de l'exercice précédent.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est élevé à 454 M$ au
troisième trimestre, soit 111 M$ de plus qu'au trimestre
correspondant de l'exercice 2014. L'augmentation du bénéfice
était principalement attribuable à l'effet favorable de la
faiblesse du dollar canadien, se chiffrant à environ 160 M$,
partiellement compensé par des frais de maintenance des raffineries
prévue et d'exploitation supérieurs, principalement en lien avec le
terminal de chargement de wagons-citernes d'Edmonton, d'environ 70 M$.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques était de
78 M$ au troisième trimestre, un chiffre trimestriel record,
en hausse de 18 % comparativement aux 66 M$ du trimestre
correspondant en 2014.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont
affiché un solde négatif de 1 M$ au troisième trimestre,
comparativement à un solde négatif de 5 M$ pour la période
correspondante de 2014.
Le solde de trésorerie s'élevait à 366 M$ au 30 septembre
2015, comparativement à 43 M$ à la fin du troisième trimestre
de 2014.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 1 104 M$ au troisième trimestre, soit
126 M$ de plus que pour la période correspondante de 2014. La
baisse des flux de trésorerie était attribuable à la baisse du
bénéfice, partiellement compensée par les effets favorables du
fonds de roulement.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 619 M$ au troisième trimestre, comparativement à
1 379 M$ au cours de la période correspondante
de 2014, reflétant la baisse des acquisitions
d'immobilisations corporelles qui se sont établies à 647 M$ au
cours du troisième trimestre, contre 1 351 M$ au cours du
trimestre correspondant en 2014. Les dépenses au cours du trimestre
appuyaient principalement l'achèvement des projets d'expansion du
secteur Amont.
La trésorerie utilisée pour les activités de financement se
chiffrait à 147 M$ au troisième trimestre, comparativement à
21 M$ de trésorerie générés par des activités de financement
au troisième trimestre de 2014. Les dividendes payés au troisième
trimestre de 2015 se sont élevés à 110 M$. Les dividendes par
action versés au troisième trimestre se sont élevés à 0,13 $,
à l'instar de la période correspondante de 2014.
Faits saillants des neuf premiers mois
- Le bénéfice net s'est élevé à 1 020 M$, en baisse
comparativement à 3 114 M$ au cours de l'exercice précédent.
- Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été
de 1,20 $, comparativement à 3,66 $ en 2014.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 1 762 M$ comparativement à 3 314 M$ en 2014.
- Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement
de 2 345 M$ étaient en baisse de 772 M$, comparativement à la
période correspondante en 2014, reflétant principalement la baisse
des acquisitions d'immobilisations corporelles.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de
355 000 barils par jour, soit une hausse de 15 % par rapport aux
308 000 barils par jour pour la période correspondante de
2014.
- Le débit moyen des raffineries était de 385 000 barils par
jour, par rapport à 402 000 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 0,40 $, en hausse de 0,01 $ par action
par rapport à 2014.
Comparaison des trois premiers trimestres de 2015 et de 2014
Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2015 était de 1
020 M$, ou 1,20 $ par action sur une base diluée, et
inclut des charges nettes, principalement hors trésorerie, de
320 M$ associées à la récente augmentation des impôts sur le
revenu de sociétés en Alberta,
comparativement aux 3 114 M$ ou 3,66 $ par action pour
les neuf premiers mois de 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 415 M$ au
cours des neuf premiers mois de 2015, comparativement à un bénéfice
net de 1 841 M$ à la période correspondante de 2014. Le
bénéfice de 2015 reflète la baisse des prix touchés pour le brut et
le gaz d'environ 3 000 M$, une charge nette de 327 M$
associés à l'augmentation des impôts sur le revenu d'entreprises en
Alberta et la hausse des frais
d'amortissement d'environ 130 M$. Les résultats de 2014
comprennent un gain de 478 M$ provenant de la cession d'actifs
de production classiques du secteur Amont. Ces facteurs ont été
partiellement compensés par l'effet favorable de la faiblesse du
dollar canadien, se chiffrant à environ 590 M$, la baisse des
redevances d'environ 560 M$, la hausse des volumes liquides
d'environ 490 M$, principalement à Kearl et à Cold Lake, et la baisse des coûts de l'énergie
d'environ 90 M$.
WTI, la principale référence en dollars américains pour le brut
en Amérique du Nord, a diminué de 49 % par rapport à la
période correspondante en 2014. Les prix moyens obtenus en dollars
canadiens par la société pour le pétrole synthétique et le bitume
ont diminué d'environ 41 et 49 % au cours des neuf premiers
mois de 2015 pour se chiffrer à 63,03 $ et 36,48 $ le
baril, respectivement, car la baisse de la référence du brut et
l'augmentation de l'écart léger-lourd ont été partiellement
compensées par la faiblesse du dollar canadien. Le prix moyen
touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de
2,44 $ le millier de pieds cubes en 2015, était en baisse
d'environ 2,53 $ par rapport à la même période de 2014.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 160 000 barils par jour
au cours des neuf premiers mois, en regard de 145 000 barils
par jour pour la même période de l'exercice précédent,
principalement en raison de la production à Nabiye.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
136 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de
2015 (la part de l'Impériale se chiffrant à 96 000 barils),
contre 73 000 barils par jour (la part de l'Impériale se
chiffrant à 52 000 barils), reflétant le démarrage précoce du
projet d'expansion de Kearl et l'amélioration de la fiabilité du
développement initial.
Au cours des neuf premiers mois de 2015, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en
moyenne à 61 000 barils par jour, comparativement à
62 000 barils pour la période correspondante de 2014.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 14 000 barils par jour au cours des neuf premiers
mois de 2015, contre 18 000 barils au cours de la période
correspondante de 2014. La baisse du volume de production découle
essentiellement de l'impact de la cession de biens au cours du
premier semestre de 2014.
La production brute de gaz naturel des neuf premiers mois de
2015 a totalisé 132 millions de pieds cubes par jour,
comparativement à 171 millions de pieds cubes par jour pour la
période correspondante de l'exercice précédent, reflétant
l'incidence des biens cédés.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est établi à 1 234 M$, en
hausse de 37 M$ par rapport à la période correspondante de
2014. L'augmentation du bénéfice était attribuable à l'effet
favorable de la faiblesse du dollar canadien, se chiffrant à
environ 360 M$, une hausse des marges de commercialisation et
des volumes de carburant d'environ 70 M$, la baisse des coûts
de l'énergie de 70 M$ et un gain en 2015 de 17 M$
provenant de la vente d'actifs. Ces facteurs ont été partiellement
compensés par les effets de la baisse des marges de raffinage se
chiffrant à environ 280 M$, des frais de maintenance des
raffineries prévue et d'exploitation supérieurs, principalement en
lien avec le terminal de chargement de wagons-citernes
d'Edmonton, d'environ
220 M$.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de
213 M$ pour les neuf premiers mois de 2015, une augmentation
de 47 M$ comparativement à la période correspondante de
2014.
Pour les neuf premiers mois de 2015, les comptes non sectoriels
ont affiché un solde négatif de 12 M$, comparativement à un
solde négatif de 90 M$ en 2014, attribuable en grande partie à
la baisse des charges liées à la rémunération à base d'actions et
l'effet de l'augmentation de l'impôt sur le revenu de sociétés en
Alberta.
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 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 différentes 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.
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
|
TROISIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième
trimestre
|
|
Neuf
mois
|
en millions de
dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total des produits et
des autres revenus
|
7 155
|
|
9 658
|
|
20 659
|
|
28 933
|
|
Total des
dépenses
|
6 518
|
|
8 413
|
|
18 865
|
|
24 782
|
|
Bénéfice avant impôts
sur le bénéfice
|
637
|
|
1 245
|
|
1 794
|
|
4 151
|
|
Impôt sur le
bénéfice
|
158
|
|
309
|
|
774
|
|
1 037
|
|
Bénéfice
net
|
479
|
|
936
|
|
1 020
|
|
3 114
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire (en dollars)
|
0,56
|
|
1,10
|
|
1,20
|
|
3,67
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en
dollars)
|
0,56
|
|
1,10
|
|
1,20
|
|
3,66
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres données
financières
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Taxe d'accise
fédérale comprise dans les produits d'exploitation
|
416
|
|
412
|
|
1 180
|
|
1 165
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Gain/(perte) à la
vente d'actifs, après impôts
|
26
|
|
2
|
|
65
|
|
498
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de l'actif au
30 septembre
|
|
|
|
|
43 452
|
|
40 242
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total du passif au 30
septembre
|
|
|
|
|
8 426
|
|
6 202
|
|
Couverture des
intérêts par le bénéfice
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(nombre de fois couverts)
|
|
|
|
|
29,1
|
|
66,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à
long terme au 30 septembre
|
|
|
|
|
3 900
|
|
2 817
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au
30 septembre
|
|
|
|
|
23 161
|
|
22 379
|
|
|
Capitaux engagés au
30 septembre
|
|
|
|
|
31 604
|
|
28 600
|
|
Rendement des
capitaux investis moyens (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(pour cent)
|
|
|
|
|
5,6
|
|
15,3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés
sur les actions ordinaires
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total
|
119
|
|
111
|
|
339
|
|
331
|
|
Par action ordinaire (dollars)
|
0,14
|
|
0,13
|
|
0,40
|
|
0,39
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions
ordinaires en circulation
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Au 30 septembre
|
|
|
|
|
847,6
|
|
847,6
|
|
Moyenne - compte tenu d'une
dilution
|
850,9
|
|
850,9
|
|
850,7
|
|
850,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(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
|
TROISIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième
trimestre
|
|
Neuf
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et
équivalents de trésorerie à la fin de la période
|
366
|
|
43
|
|
366
|
|
43
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
net
|
|
479
|
|
936
|
|
1 020
|
|
3 114
|
Ajustements au titre
des éléments hors trésorerie :
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Amortissement et
épuisement
|
|
400
|
|
276
|
|
1 052
|
|
836
|
|
(Gain)/perte à la
vente d'actifs
|
|
(29)
|
|
(4)
|
|
(80)
|
|
(664)
|
|
Charge d'impôts
futurs et autres
|
|
86
|
|
185
|
|
358
|
|
411
|
Variations de l'actif
et du passif d'exploitation
|
|
168
|
|
(163)
|
|
(588)
|
|
(383)
|
Flux de trésorerie
liés aux activités d'exploitation
|
|
1 104
|
|
1 230
|
|
1 762
|
|
3 314
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités d'investissement
|
|
(619)
|
|
(1 379)
|
|
(2 345)
|
|
(3 117)
|
|
Produits de la vente
d'actifs
|
|
28
|
|
7
|
|
118
|
|
814
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités de financement
|
|
(147)
|
|
21
|
|
734
|
|
(426)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe III
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
TROISIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième
trimestre
|
|
Neuf
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
(52)
|
|
532
|
|
(415)
|
|
1 841
|
|
Secteur
Aval
|
|
454
|
|
343
|
|
1 234
|
|
1 197
|
|
Produits
chimiques
|
|
78
|
|
66
|
|
213
|
|
166
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
(1)
|
|
(5)
|
|
(12)
|
|
(90)
|
|
Bénéfice
net
|
|
479
|
|
936
|
|
1 020
|
|
3 114
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Revenus et autres
produits
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
2 081
|
|
3 444
|
|
6 410
|
|
10 517
|
|
Secteur
Aval
|
|
5 623
|
|
7 244
|
|
16 037
|
|
21 610
|
|
Produits
chimiques
|
|
360
|
|
457
|
|
1 082
|
|
1 418
|
|
Éliminations/Autres
|
|
(909)
|
|
(1 487)
|
|
(2 870)
|
|
(4 612)
|
|
Total
|
|
7 155
|
|
9 658
|
|
20 659
|
|
28 933
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
879
|
|
1 590
|
|
2 787
|
|
4 425
|
|
Secteur
Aval
|
|
3 906
|
|
5 701
|
|
11 172
|
|
16 898
|
|
Produits
chimiques
|
|
176
|
|
296
|
|
563
|
|
966
|
|
Éliminations
|
|
(908)
|
|
(1 487)
|
|
(2 869)
|
|
(4 612)
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
4 053
|
|
6 100
|
|
11 653
|
|
17 677
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses de
production et de fabrication
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
923
|
|
917
|
|
2 826
|
|
2 933
|
|
Secteur
Aval
|
|
377
|
|
389
|
|
1 125
|
|
1 125
|
|
Produits
chimiques
|
|
51
|
|
52
|
|
154
|
|
166
|
|
Éliminations
|
|
-
|
|
-
|
|
-
|
|
-
|
|
Dépenses de
production et de fabrication
|
|
1 351
|
|
1 358
|
|
4 105
|
|
4 224
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
1 050
|
|
1 280
|
|
2 644
|
|
3 680
|
|
Secteur
Aval
|
|
55
|
|
127
|
|
276
|
|
310
|
|
Produits
chimiques
|
|
17
|
|
7
|
|
33
|
|
15
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
20
|
|
20
|
|
58
|
|
61
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
1 142
|
|
1 434
|
|
3 011
|
|
4 066
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Les frais
d'exploitation imputés au bénéfice sont inclus
ci-dessus.
|
19
|
|
14
|
|
52
|
|
52
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe IV
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
TROISIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
Troisième
trimestre
|
|
Neuf
mois
|
|
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de pétrole brut et de liquides de gaz naturel (LGN)
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
166
|
|
149
|
|
160
|
|
145
|
|
Kearl
|
|
128
|
|
55
|
|
96
|
|
52
|
|
Syncrude
|
|
59
|
|
61
|
|
61
|
|
62
|
|
Classique
|
|
12
|
|
16
|
|
14
|
|
18
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
365
|
|
281
|
|
331
|
|
277
|
|
LGN mis en
vente
|
|
2
|
|
2
|
|
2
|
|
2
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
367
|
|
283
|
|
333
|
|
279
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
116
|
|
149
|
|
132
|
|
171
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
386
|
|
307
|
|
355
|
|
308
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par
jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
141
|
|
114
|
|
141
|
|
112
|
|
Kearl
|
|
125
|
|
51
|
|
94
|
|
48
|
|
Syncrude
|
|
58
|
|
56
|
|
57
|
|
57
|
|
Classique
|
|
13
|
|
13
|
|
13
|
|
15
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
337
|
|
234
|
|
305
|
|
232
|
|
LGN mis en
vente
|
|
1
|
|
2
|
|
1
|
|
2
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
338
|
|
236
|
|
306
|
|
234
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
118
|
|
136
|
|
127
|
|
157
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
358
|
|
259
|
|
327
|
|
260
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut
fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par
jour)
|
211
|
|
190
|
|
212
|
|
191
|
Ventes de brut
fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
|
|
170
|
|
85
|
|
120
|
|
72
|
Ventes de LGN
(en milliers de barils par jour)
|
|
5
|
|
6
|
|
6
|
|
8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente
moyens (en dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le
pétrole brut classique (le baril)
|
|
37,72
|
|
81,78
|
|
37,68
|
|
80,44
|
|
Prix touché pour le
LGN (le baril)
|
|
6,48
|
|
37,57
|
|
13,94
|
|
50,74
|
|
Prix touché pour le
gaz naturel (le millier de pieds cubes)
|
|
1,75
|
|
3,58
|
|
2,44
|
|
4,97
|
|
Prix touché pour le
pétrole synthétique (le baril)
|
|
61,21
|
|
102,58
|
|
63,03
|
|
106,59
|
|
Prix touché pour le
bitume (le baril)
|
|
32,61
|
|
74,82
|
|
36,48
|
|
72,11
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Débit des
raffineries (en milliers de barils par jour)
|
|
390
|
|
409
|
|
385
|
|
402
|
Utilisation de la
capacité de raffinage (en pourcentage)
|
|
93
|
|
97
|
|
92
|
|
95
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétroliers (en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Essence (essence
automobile)
|
|
261
|
|
255
|
|
247
|
|
245
|
|
Mazout domestique,
carburant diesel et carburéacteur (distillats)
|
168
|
|
176
|
|
173
|
|
180
|
|
Mazout
lourd
|
|
16
|
|
25
|
|
17
|
|
20
|
|
Huiles lubrifiantes
et autres produits (Autres)
|
|
50
|
|
46
|
|
45
|
|
42
|
|
Ventes nettes de
produits pétroliers
|
|
495
|
|
502
|
|
482
|
|
487
|
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de tonnes)
|
|
239
|
|
243
|
|
706
|
|
739
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Gaz converti en
équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille
barils
|
|
|
|
|
Annexe
V
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
TROISIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net
par
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
action ordinaire -
dilué
|
|
|
|
(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
|
|
|
|
|
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
|
|
|
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|
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|
|
|
|
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2014
|
|
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|
Premier
trimestre
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946
|
|
1,11
|
Deuxième
trimestre
|
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1 232
|
|
1,45
|
Troisième
trimestre
|
|
936
|
|
1,10
|
Quatrième
trimestre
|
|
671
|
|
0,79
|
Exercice
|
|
3 785
|
|
4,45
|
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|
|
|
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|
|
|
|
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|
2015
|
|
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|
|
Premier
trimestre
|
|
421
|
|
0,50
|
Deuxième
trimestre
|
|
120
|
|
0,14
|
Troisième
trimestre
|
|
479
|
|
0,56
|
Même après plus d'un siècle d'existence,
l'Impériale demeure un acteur majeur dans la promotion de la
technologie et de l'innovation visant à mettre en valeur les
ressources énergétiques du Canada de façon
respectueuse. Principal raffineur de produits pétroliers
du Canada, producteur incontournable de
pétrole brut et de gaz naturel, producteur clé de produits
pétrochimiques et chef de file dans la distribution de carburant à
l'échelle du pays, notre compagnie continue de viser les normes les
plus élevées qui soient, et ce, dans tous les secteurs
d'activité
SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée