Imperial Oil Limited (TSX:IMO):
- Bénéfice net de 1 212 millions de dollars, y compris une
économie de 662 millions de dollars découlant de la modification du
taux d’imposition des sociétés de l’Alberta
- Production record au deuxième trimestre depuis plus de 25 ans,
y compris la production record au deuxième trimestre à Kearl
- Flux de trésorerie provenant de l’exploitation de 1 milliard de
dollars; 2 milliards de dollars au cours des six premiers mois, le
plus haut niveau depuis 2014
- Remboursements de 515 millions de dollars aux actionnaires;
renouvellement du programme d’achat d’actions pour une autre
année
Deuxième trimestre
Période de six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2019
2018
∆
2019
2018
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 212
196
+1 016
1 505
712
+793
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en
dollars)
1,57
0,24
+1,33
1,94
0,86
+1,08
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
429
284
+145
958
558
+400
Le bénéfice net estimatif du deuxième trimestre de 2019 s’est
établi à 1 212 millions de dollars, en hausse par rapport au
bénéfice net de 196 millions de dollars pour la période
correspondante de 2018. Les résultats du deuxième trimestre de 2019
tiennent compte de l’incidence favorable, surtout hors trésorerie,
de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition
des sociétés de l’Alberta qui a récemment pris effet.
Dans l’ensemble, la production brute d’équivalent pétrole du
secteur amont s’est établie en moyenne à 400 000 barils par jour,
en hausse par rapport à 336 000 barils par jour au deuxième
trimestre de 2018, en raison de la forte production à Kearl et de
l’absence de révision à Syncrude. La production brute à Kearl s’est
établie en moyenne à 207 000 barils par jour au deuxième trimestre
et à 193 000 barils par jour au premier semestre de 2019, soit un
deuxième trimestre et un premier semestre records.
« Au cours d’un trimestre où le secteur amont a terminé
d’importantes activités de révision, la société a quand même
atteint sa production la plus élevée en plus de 25 ans au deuxième
trimestre », a déclaré Rich Kruger, président du conseil, président
et chef de la direction. « L’accent continu mis sur l’amélioration
de la fiabilité à Kearl fonctionne, l’exploitation ayant enregistré
quatre de ses dix meilleurs jours de production à ce jour après
l’achèvement de la révision en juin. »
Les volumes raffinés ont atteint en moyenne 344 000 barils par
jour, contre 363 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018.
Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 477
000 barils par jour au deuxième trimestre, comparativement à 510
000 barils par jour à la même période de 2018. Les résultats du
secteur aval ont été touchés par la révision planifiée de la
raffinerie de Sarnia et par un incident avec la tour de
fractionnement, qui s’est produit pendant les préparatifs de la
révision.
Le 21 juin, l’Impériale a annoncé le renouvellement de son
programme d’achat d’actions, permettant à la compagnie d’acheter
environ 38 millions d’actions sur une période de 12 mois se
terminant le 26 juin 2020. La société a pleinement utilisé le
programme précédent, retournant 1,6 milliard de dollars aux
actionnaires par l’achat de plus de 40 millions d’actions.
L’Impériale demeure déterminée à remettre de l’argent aux
actionnaires en versant un dividende fiable et croissant et en
retournant l’excédent de trésorerie aux actionnaires au moyen de
rachats d’actions.
« Compte tenu du rendement financier et opérationnel global du
premier semestre et de l’achèvement de plusieurs des révisions en
amont et en aval prévues pour l’exercice, l’Impériale demeure sur
la bonne voie pour respecter ses engagements pour 2019 », a ajouté
M. Kruger.
Faits saillants du deuxième trimestre
- Le bénéfice net 1 212 millions de dollars ou 1,57 dollar par
action sur une base diluée, en hausse par rapport au bénéfice
net de 196 millions de dollars, ou 0,24 dollar par action, au
deuxième trimestre de 2018. Les résultats du deuxième trimestre de
2019 tiennent compte de l’incidence favorable, surtout hors
trésorerie, de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux
d’imposition des sociétés de l’Alberta qui a récemment pris
effet.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation se sont élevés à 1 026 millions de dollars, en
hausse par rapport à 859 millions de dollars au deuxième trimestre
de 2018.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 429 millions de dollars, comparativement à 284
millions de dollars au deuxième trimestre de 2018.
- Les dividendes versés et les achats d’actions ont totalisé
515 millions de dollars au deuxième trimestre de 2019, y
compris l’achat d’environ 9,8 millions d’actions pour 368 millions
de dollars. Dans le cadre du programme de 12 mois qui a pris fin le
26 juin 2019, la compagnie a acheté 40,4 millions d’actions pour
1,6 milliard de dollars, soit le maximum permis.
- Le programme d’achat d’actions a été renouvelé pour 12
mois.En juin, l’Impériale a reçu l’approbation de la Bourse de
Toronto de renouveler son programme lui permettant d’acheter
jusqu’à 5 % de ses actions ordinaires en circulation, soit environ
38 millions d’actions, au cours de la période de 12 mois terminée
le 26 juin 2020. La société demeure déterminée à remettre les
excédents de trésorerie à ses actionnaires.
- La production s’est établie en moyenne à 400 000 barils
bruts d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à
336 000 pour la période correspondante de 2018. La forte production
après la révision à Kearl et l’absence d’activités de révision à
Syncrude ont contribué à ce résultat.
- La production brute de bitume de Kearl s’est établie en
moyenne à 207 000 barils par jour (la part de l’Impériale se
chiffrant à 147 000 barils), en hausse par rapport à 180 000 barils
par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 128 000 barils) au
deuxième trimestre de 2018. La production a été touchée par une
production estimée à 46 000 barils par jour (la part de l’Impériale
se chiffrant à 33 000 barils) associée à la plus importante
révision planifiée de l’histoire de l’actif.
- La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en
moyenne à 135 000 barils par jour, en hausse par rapport à 133
000 pour la période correspondante de 2018. Une révision de 32
jours à l’usine de Mahkeses a été effectuée au cours du trimestre
et a eu une incidence sur la production d’environ 12 000 barils par
jour.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 80 000 barils par jour, en
hausse par rapport à 50 000 pour la période correspondante de 2018.
Cette augmentation est principalement attribuable à l’absence
d’activités de révision et à l’incidence de la production découlant
de la panne d’électricité de 2018.
- Les expéditions de pétrole brut par rail se sont chiffrées
en moyenne à 64 000 barils par jour au deuxième trimestre, en
hausse par rapport à 36 000 barils par jour au premier trimestre de
2019. Les mouvements ferroviaires futurs continueront d’être
déterminés par l’économie.
- Les volumes raffinés ont atteint en moyenne 344 000 barils
par jour, contre 363 000 barils par jour au deuxième trimestre
de 2018. L’utilisation de la capacité a été de 81 %,
comparativement à 86 % au deuxième trimestre de 2018. Les résultats
reflètent l’incidence d’une révision planifiée à l’installation de
Sarnia et d’un incident avec une tour de fractionnement pendant les
préparatifs de la révision. Les travaux de révision ont été achevés
au cours du trimestre et les travaux de remplacement de la tour se
poursuivent.
- Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 477 000
barils par jour, comparativement à 510 000 barils par jour au
deuxième trimestre de 2018. La baisse des volumes est
principalement attribuable à la baisse du débit à Sarnia.
- Speedpass+™ application de paiement mobile améliorée.
L’application Speedpass+ de l’Impériale permet maintenant aux
clients de relier leur carte MasterCard PC Financial, d’obtenir des
points PC Optimum et d’utiliser l’application aux stations Mobil
participantes. Jusqu’au 30 septembre, les clients peuvent gagner
cinq fois plus de points Esso Extra ou 50 points PC Optimum par
litre lorsqu’ils utilisent l’application dans les stations Esso et
Mobil participantes partout au pays.
Comparaison des deuxièmes trimestres de 2019 et de
2018
Le bénéfice net de la compagnie au second trimestre de 2019
s’est établi à 1 212 millions de dollars ou 1,57 dollar par action
sur une base diluée, en hausse par rapport à 196 millions de
dollars ou 0,24 dollar par action pour la même période en 2018. Les
résultats du deuxième trimestre de 2019 tiennent compte de
l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de
dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de
l’Alberta. Le 28 juin 2019, le gouvernement de l’Alberta a adopté
une réduction de 4 % du taux d’imposition provincial, le faisant
passer de 12 à 8 % d’ici 2022.
Le bénéfice net du secteur amont s’est établi à 985 millions de
dollars au deuxième trimestre, reflétant l’incidence favorable de
la baisse de 689 millions de dollars du taux d’imposition des
sociétés de l’Alberta. Abstraction faite de cette incidence, le
bénéfice net du deuxième trimestre de 2019 s’est établi à 296
millions de dollars, en hausse de 302 millions de dollars par
rapport à une perte nette de 6 millions de dollars pour la période
correspondante de 2018. L’amélioration des résultats reflète la
hausse des volumes d’environ 310 millions de dollars,
principalement à Syncrude, à Kearl et à Norman Wells, ainsi que
l’incidence de la hausse du prix touché pour le pétrole brut
canadien d’environ 80 millions de dollars. Les résultats ont subi
l’incidence négative de l’augmentation des charges d’exploitation
d’environ 60 millions de dollars et des redevances plus élevées
d’environ 50 millions de dollars.
Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à
59,91 dollars américains le baril au deuxième trimestre de 2019,
contre 67,91 dollars américains le baril au trimestre correspondant
de 2018. Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à
49,31 dollars américains le baril et à 48,81 dollars américains le
baril pour les mêmes périodes. L’écart entre le WTI et le WCS s’est
rétréci au cours du deuxième trimestre de 2019 pour s’établir en
moyenne à environ 11 dollars américains le baril pour le trimestre,
comparativement à environ 19 dollars américains le baril à la même
période en 2018.
Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar
américain au deuxième trimestre de 2019, en baisse de 0,03 dollar
américain par rapport au deuxième trimestre de 2018.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a augmenté au cours du trimestre, principalement en
raison de la baisse des coûts des diluants. Le prix touché pour le
bitume s’est établi en moyenne à 57,19 dollars le baril au deuxième
trimestre de 2019, en hausse par rapport à 48,90 dollars le baril
au deuxième trimestre de 2018. Le prix moyen que la compagnie a
touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a
diminué dans l’ensemble, conformément au WTI au cours du trimestre,
rajusté en fonction des variations des taux de change et des frais
de transport. Le prix touché pour le pétrole brut synthétique s’est
établi en moyenne à 79,96 dollars le baril au deuxième trimestre de
2019, contre 86,31 dollars le baril à la période correspondante de
2018.
La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en
moyenne à 135 000 barils par jour au deuxième trimestre, en hausse
par rapport à 133 000 pour la période correspondante de 2018.
La production brute de bitume de Kearl s’est établie en moyenne
à 207 000 barils par jour au deuxième trimestre (la part de
l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils), en hausse par rapport à
180 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 128
000 barils) au deuxième trimestre de 2018. L’augmentation de la
production est principalement attribuable à l’amélioration de la
fiabilité.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude fut en moyenne de 80 000 barils par jour, en hausse par
rapport à 50 000 barils par jour du deuxième trimestre de 2018.
L’augmentation de la production est principalement attribuable à
l’absence d’activités de révision et à l’incidence de la panne
d’électricité de 2018.
Le bénéfice net du secteur Aval était de 258 millions de dollars
au deuxième trimestre, en hausse par rapport à 201 millions de
dollars au deuxième trimestre de 2018. La hausse du bénéfice
s’explique principalement par la diminution de l’incidence nette
des révisions d’environ 150 millions de dollars, contrebalancée en
partie par des incidents de fiabilité d’environ 70 millions de
dollars, dont l’incident de la tour de Sarnia.
Le débit moyen des raffineries était de 344 000 barils par jour,
contre 363 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018.
L’utilisation de la capacité a été de 81 %, comparativement à 86 %
au deuxième trimestre de 2018. La baisse du débit est
principalement attribuable à l’incidence d’une révision planifiée
et de l’incident à la tour de Sarnia, partiellement compensée par
l’absence de la révision planifiée de 2018 à Strathcona.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 477 000
barils par jour, contre 510 000 barils par jour lors du deuxième
trimestre de 2018. La baisse des ventes de produits pétroliers est
principalement attribuable à la baisse des volumes raffinés.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à
38 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 78
millions de dollars au trimestre correspondant de 2018, ce qui
reflète principalement la baisse des marges.
Les charges de la Société et autres charges se sont établies à
69 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 77
millions de dollars pour la période correspondante de 2018.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont établis à 1 026 millions de dollars au deuxième trimestre,
en hausse par rapport à 859 millions de dollars au trimestre
correspondant de 2018, reflétant la hausse du bénéfice
partiellement contrebalancée par l’incidence des fonds de
roulement.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 429 millions de dollars au deuxième trimestre,
comparativement à 379 millions de dollars à la période
correspondante de 2018.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se
sont établis à 521 millions de dollars au deuxième trimestre,
comparativement à 1 032 millions de dollars au deuxième trimestre
de 2018. Les dividendes versés au deuxième trimestre de 2019 se
sont élevés à 147 millions de dollars. Le dividende par action
versé au deuxième trimestre a été de 0,19 dollar, en hausse par
rapport à 0,16 dollar pour la période correspondante de 2018. Au
cours du deuxième trimestre, la compagnie, dans le cadre de son
programme d’achat d’actions, a acheté environ 9,8 millions
d’actions pour 368 millions de dollars, y compris des actions
achetées d’Exxon Mobil Corporation. Au deuxième trimestre de 2018,
la compagnie a acheté environ 21,4 millions d’actions pour 893
millions de dollars à la suite de l’augmentation de son programme
d’achat d’actions.
Le solde de trésorerie de la compagnie s’établissait à 1 087
millions de dollars au 30 juin 2019, contre 873 millions de dollars
à la fin du deuxième trimestre de 2018.
Le 21 juin 2019, la compagnie a annoncé dans un communiqué de
presse qu’elle avait reçu de la Bourse de Toronto l’autorisation de
lancer une offre publique de rachat ordinaire et qu’elle
poursuivait son programme existant de rachat d’actions. Le
programme permet à la compagnie de racheter jusqu’à un maximum de
38 211 086 actions ordinaires entre le 27 juin 2019 et le 26 juin
2020. Ce maximum comprend les actions rachetées dans le cadre de
l’offre publique de rachat ordinaire et à la société ExxonMobil
Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de
l’offre publique de rachat ordinaire. Dans le passé, la société
ExxonMobil Corporation avait informé la compagnie qu’elle avait
l’intention de conserver la propriété d’environ 69,6 % du capital.
Le programme prendra fin le 26 juin 2020 ou lorsque la compagnie
aura racheté le maximum autorisé d’actions. À l’heure actuelle, la
compagnie envisage d’effectuer ses rachats d’actions de manière
uniforme pendant la durée du programme. Les plans de rachat peuvent
être modifiés à tout moment sans préavis.
Faits saillants du semestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 505 millions de dollars, une
augmentation par rapport au bénéfice net de 712 millions de dollars
en 2018.
- Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 1,94
dollar, une hausse par rapport au bénéfice net par action ordinaire
de 0,86 dollar en 2018.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 2 029 millions de dollars, contre 1 844 millions
de dollars en 2018.
- La moyenne de la production de pétrole brut équivalent a été de
394 000 barils par jour, comparativement à 353 000 barils par jour
en 2018.
- Le débit moyen des raffineries était de 364 000 barils par
jour, par rapport à 386 000 barils par jour en 2018.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 477 000 barils par
jour, par rapport à 494 000 barils par jour en 2018.
- Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a
totalisé 0,41 dollar, en hausse par rapport à 0,35 dollar par
action en 2018.
- Plus de 1 milliard de dollars ont été versés aux actionnaires
sous la forme d’achats d’actions et de dividendes.
Comparaison du premier semestre de 2019 et de 2018
Le bénéfice net des six premiers mois de 2019 s’est établi à 1
505 millions de dollars ou 1,94 dollar par action sur une base
diluée, en hausse par rapport au bénéfice net de 712 millions de
dollars ou 0,86 dollar par action pour les six premiers mois de
2018. Les résultats de 2019 tiennent compte de l’incidence
favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de dollars liée
à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Le
28 juin 2019, le gouvernement de l’Alberta a adopté une réduction
de 4 % du taux d’imposition provincial, le faisant passer de 12 à 8
% d’ici 2022.
Le bénéfice net du secteur amont s’est établi à 1 043 millions
de dollars pour les six premiers mois de l’exercice, reflétant
l’incidence favorable de la baisse de 689 millions de dollars du
taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Abstraction faite de
cette incidence, le bénéfice net de 2019 s’est établi à 354
millions de dollars, en hausse de 404 millions de dollars par
rapport à une perte nette de 50 millions de dollars pour la période
correspondante de 2018. L’amélioration des résultats reflète la
hausse des volumes d’environ 330 millions de dollars,
principalement à Syncrude, à Kearl et à Norman Wells, ainsi que
l’incidence du prix touché pour le pétrole brut canadien d’environ
260 millions de dollars et l’incidence favorable du taux de change
d’environ 60 millions de dollars. Les résultats ont subi
l’incidence négative de l’augmentation des charges d’exploitation
d’environ 180 millions de dollars et des redevances plus élevées
d’environ 80 millions de dollars.
Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate s’est établi à
57,45 dollars américains au premier semestre de 2019, contre 65,44
dollars américains pour la période correspondante de 2018. Western
Canada Select s’est établi en moyenne à 45,88 dollars américains le
baril et à 43,74 dollars américains le baril pour les mêmes
périodes. L’écart entre le WTI et le WCS s’est rétréci pour
s’établir à environ 12 dollars américains le baril en moyenne au
premier semestre de 2019, contre environ 22 dollars américains le
baril à la même période en 2018.
Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar
américain au premier semestre de 2019, en baisse de 0,03 dollar
américain par rapport à la même période en 2018.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a augmenté au cours du premier semestre de 2019,
principalement en raison de la baisse des coûts des diluants et de
l’augmentation de WCS. Le prix touché pour le bitume s’est établi
en moyenne à 53,20 dollars le baril, en hausse par rapport à 41,84
dollars le baril à la même période en 2018. Le prix moyen que la
compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut
synthétique a diminué de façon générale conformément au WTI,
rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des
frais de transport. Le prix touché pour le pétrole brut synthétique
s’est établi en moyenne à 74,77 dollars le baril, contre 81,24
dollars le baril pour la période correspondante de 2018.
La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en
moyenne à 140 000 barils par jour au premier semestre de 2019,
contre 143 000 barils par jour à la période correspondante de
2018.
La production brute de bitume de Kearl s’est établie en moyenne
à 193 000 barils par jour au premier semestre de 2019 (la part de
l’Impériale se chiffrant à 137 000 barils), en hausse par rapport à
181 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 128
000 barils) à la même période en 2018. L’augmentation de la
production est principalement attribuable à l’amélioration de la
fiabilité.
Au cours du premier semestre de 2019, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en
moyenne à 79 000 barils par jour, en hausse par rapport à 57 000
barils par jour pour la période correspondante de 2018.
L’augmentation de la production est principalement attribuable à
l’absence d’activités de révision et à l’incidence de la panne
d’électricité de 2018.
Le bénéfice net du secteur Aval s’est établi à 515 millions de
dollars pour les six premiers mois de 2019, comparativement à 722
millions de dollars pour la période correspondante de 2018. Les
résultats ont subi l’incidence négative d’une baisse des marges
d’environ 210 millions de dollars d’événements de fiabilité
d’environ 130 millions de dollars, y compris l’incident de la tour
de Sarnia, et d’une baisse des volumes de ventes d’environ 70
millions de dollars. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie
par une diminution de l’incidence nette des délais d’exécution
d’environ 150 millions de dollars et par des effets de change
favorables d’environ 70 millions de dollars.
Le débit moyen des raffineries était de 364 000 barils par jour
au cours des six premiers mois de l’année 2019, contre 386 000
barils au cours de la même période en 2018. Le taux d’utilisation
de la capacité a été de 86 %, comparativement à 91 % pour la même
période en 2018. La baisse du débit est principalement attribuable
à l’incidence d’une révision planifiée et de l’incident à la tour
de Sarnia, partiellement compensée par l’absence de la révision
planifiée de 2018 à Strathcona.
Les ventes de produits pétroliers s’élevaient à 477 000 barils
par jour au cours des six premiers mois de 2019, contre 494 000
barils par jour lors de la période correspondante en 2018. La
baisse des ventes de produits pétroliers est principalement
attribuable à la baisse des volumes raffinés.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à
72 millions de dollars au premier semestre de 2019, contre 151
millions de dollars à la période correspondante de 2018, ce qui
reflète principalement la baisse des marges.
Les charges du siège social et autres charges se sont établies à
125 millions de dollars pour le premier semestre de 2019, contre
111 millions de dollars pour la période correspondante de 2018.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 2 029 millions de dollars au premier semestre de
2019, en hausse par rapport à 1 844 millions de dollars à la
période correspondante de 2018, ce qui reflète principalement la
hausse du bénéfice.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 892 millions de dollars au premier semestre de
2019, comparativement à 744 millions de dollars en 2018,
principalement en raison de l’augmentation des acquisitions
d’immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se
sont établis à 1 038 millions de dollars au premier semestre de
2019, contre 1 422 millions de dollars à la période correspondante
de 2018. Les dividendes versés au premier semestre de 2019 se sont
élevés à 296 millions de dollars. Le dividende par action versé au
premier semestre de 2019 s’est élevé à 0,38 dollar, contre 0,32
dollar pour la période correspondante de 2018. Au cours des six
premiers mois de 2019, la compagnie, dans le cadre de son programme
d’achat d’actions, a acheté environ 19,8 millions d’actions pour
729 millions de dollars, y compris les actions achetées d’Exxon
Mobil Corporation. Au cours des six premiers mois de 2018, la
compagnie a acheté environ 28,6 millions d’actions pour 1 143
millions de dollars à la suite de l’augmentation de son programme
d’achat d’actions.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent communiqué qui sont liés à
des situations ou à des événements futurs, y compris les
prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les
plans d’affaires, sont des énoncés prospectifs. Les énoncés
prospectifs peuvent être caractérisés par des termes comme croire,
anticiper, proposer, planifier, objectif, viser, estimer,
s’attendre à, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et
d’autres termes semblables faisant référence à des périodes
futures. L’information concernant l’amélioration continue du
rendement de Kearl; la capacité de respecter les engagements de
rendement pour 2019, l’engagement à verser des dividendes et le
programme d’achat d’actions, les achats prévus dans le cadre du
programme d’achat d’actions; et les mouvements futurs du brut par
rail constituent des déclarations prospectives.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes,
estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au
moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la croissance de la demande et les sources,
l’offre et la composition de l’énergie; les prix des marchandises
et les taux de change; les taux de production, la croissance et la
composition de la production; les plans, les dates, les coûts, les
capacités et l’exécution des projets, la durée de production et le
recouvrement des ressources; les économies, les lois et politiques
gouvernementales applicables; les dépenses reliées aux
immobilisations et à l’environnement pourraient varier
considérablement selon un certain nombre de facteurs. Ces facteurs
comprennent les variations de l’offre et de la demande de pétrole
brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques
ainsi que les répercussions sur les prix et les marges qui en
découlent; le transport pour accéder aux marchés; les événements
politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées
aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances
applicables et aux lois fiscales; l’opposition des tiers aux
activités et aux projets; les risques environnementaux inhérents
aux activités d’exploration pétrolière et gazière et à la
production et aux activités connexes; la réglementation
environnementale, comprenant les changements climatiques, les
règlements concernant les gaz à effet de serre et les changements à
ces règlements; les taux de change; la disponibilité et la
répartition du capital; la disponibilité et le rendement des tiers
fournisseurs de services; les perturbations opérationnelles
imprévues; l’efficacité de la gestion; la gestion de projet et les
échéanciers; les réactions aux développements technologiques; les
dangers et les risques opérationnels; les incidents de
cybersécurité; la préparation aux catastrophes; la capacité de
valoriser ou d’acquérir des réserves supplémentaires; et les autres
facteurs dont il est question dans les facteurs de risque à la
rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la
situation financière et les résultats d’exploitation de la
Compagnie Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport
annuel sur le formulaire 10-K.
Les énoncés prospectifs 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 prospectifs, 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
énoncés prospectifs contenus aux présentes, sauf si la loi
l’exige.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
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
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2019
2018
2019
2018
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
9 261
9 543
17 243
17 477
Total des dépenses
8 532
9 279
16 116
16 516
Bénéfice (perte) avant impôts
729
264
1 127
961
Impôts sur le bénéfice
(483)
68
(378)
249
Bénéfice (perte) net
1 212
196
1 505
712
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
1,58
0,24
1,95
0,86
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
–
compte tenu d’une dilution (en
dollars)
1,57
0,24
1,94
0,86
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
10
8
6
15
Total des actifs au 30 juin
41 929
41 390
Total du passif au 30 juin
5 168
5 194
Capitaux propres au 30 juin
25 022
23 765
Capital utilisé au 30 juin
30 215
28 978
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
169
155
316
287
Par action ordinaire (en dollars)
0,22
0,19
0,41
0,35
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 juin
762,8
802,7
Moyenne – compte tenu d’une dilution
769,9
818,8
774,9
825,2
Annexe II
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2019
2018
2019
2018
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
1 087
873
1 087
873
Bénéfice (perte) net
1 212
196
1 505
712
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
392
358
782
735
(Gain) perte à la vente d’actifs
(11)
(9)
(6)
(19)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
(471)
24
(475)
209
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(96)
290
223
207
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 026
859
2 029
1 844
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(429)
(379)
(892)
(744)
Produits associés à la vente d’actifs
14
9
36
21
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(521)
(1 032)
(1 038)
(1 422)
Annexe III
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2019
2018
2019
2018
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
985
(6)
1 043
(50)
Secteur Aval
258
201
515
722
Produits chimiques
38
78
72
151
Comptes non sectoriels et autres
(69)
(77)
(125)
(111)
Bénéfice (perte) net
1 212
196
1 505
712
Produits et autres revenus
Secteur Amont
3 707
2 971
6 895
5 618
Secteur Aval
6 881
7 221
12 813
13 212
Produits chimiques
314
402
637
779
Éliminations / Comptes non sectoriels et
autres
(1 641)
(1 051)
(3 102)
(2 132)
Produits et autres revenus
9 261
9 543
17 243
17 477
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 802
1 573
3 388
2 947
Secteur Aval
5 338
5 803
9 920
10 097
Produits chimiques
171
216
364
418
Éliminations
(1 649)
(1 055)
(3 115)
(2 145)
Achats de pétrole brut et de produits
5 662
6 537
10 557
11 317
Dépenses de production et de
fabrication
Secteur Amont
1 171
1 106
2 327
2 118
Secteur Aval
474
488
855
856
Produits chimiques
70
52
128
103
Éliminations
-
-
-
-
Dépenses de production et de
fabrication
1 715
1 646
3 310
3 077
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
301
183
673
389
Secteur Aval
111
88
240
145
Produits chimiques
6
7
23
11
Comptes non sectoriels et autres
11
6
22
13
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
429
284
958
558
Frais d’exploration imputés au bénéfice
inclus ci-dessus
5
1
38
9
Annexe IV
Données d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
2019
2018
2019
2018
Production brute de pétrole brut et de
liquides de gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Cold Lake
135
133
140
143
Kearl
147
128
137
128
Syncrude
80
50
79
57
Classique
13
3
13
4
Total de la production de pétrole brut
375
314
369
332
LGN mis en vente
2
1
1
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
377
315
370
333
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
138
128
142
123
Production brute d’équivalent pétrole
(a)
400
336
394
353
(en milliers de barils d’équivalents
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Cold Lake
108
104
115
116
Kearl
140
122
132
123
Syncrude
69
46
69
53
Classique
13
3
12
4
Total de la production de pétrole brut
330
275
328
296
LGN mis en vente
1
1
2
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
331
276
330
297
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
139
122
140
119
Production nette d’équivalent pétrole
(a)
354
296
353
317
(en milliers de barils d’équivalents
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
188
182
189
200
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
198
171
187
182
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour)
5
4
6
5
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
57,19
48,90
53,20
41,84
Pétrole synthétique (le baril)
79,96
86,31
74,77
81,24
Pétrole brut classique (le baril)
58,20
74,55
55,29
69,00
LGN (le baril)
16,78
35,30
27,20
40,08
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
1,94
2,01
2,40
2,46
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
344
363
364
386
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
81
86
86
91
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
250
259
245
249
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
162
178
172
182
Mazout lourd
28
31
23
24
Huiles lubrifiantes et autres produits
37
42
37
39
Ventes nettes de produits pétroliers
477
510
477
494
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
190
217
385
418
- Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de
pieds cubes pour mille barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net par
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
action ordinaire – résultat dilué
(a)
en millions de dollars
canadiens
dollars canadiens
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)
Troisième trimestre
1 003
1,18
Quatrième trimestre
1 444
1,70
Exercice
2 165
2,55
2017
Premier trimestre
333
0,39
Deuxième trimestre
(77)
(0,09)
Troisième trimestre
371
0,44
Quatrième trimestre
(137)
(0,16)
Exercice
490
0,58
2018
Premier trimestre
516
0,62
Deuxième trimestre
196
0,24
Troisième trimestre
749
0,94
Quatrième trimestre
853
1,08
Exercice
2 314
2,86
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Exercice
1 505
1,94
(a) Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en
circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres
présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
Consultez la
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