L'Impériale déclare ses résultats estimatifs financiers et d'exploitation du
premier trimestre
CALGARY, le 28 avr. /CNW/ -
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Premier trimestre
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(en millions de dollars, sauf indication
contraire) 2010 2009 %
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis) 476 289 65
Bénéfice net par action ordinaire
- compte tenu d'une dilution (dollars) 0,56 0,33 70
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration 900 494 82
Bruce March, président du conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a commenté comme suit :
"Le bénéfice net pour le premier trimestre a atteint 476 M$, soit une augmentation de 65 pour cent par rapport au premier trimestre de 2009. Dans le secteur amont, le bénéfice a augmenté avec la montée du prix du pétrole brut qui a été en partie annulée par l'impact de la hausse des coûts de redevances et par les contrecoups des effets négatifs de la montée du dollar canadien. Les résultats du secteur aval ont été touchés par les défis à relever au niveau des économies nord-américaines qui ont entraîné une faiblesse continue de la demande et l'amincissement des marges.
L'Impériale a continué sa vision à long terme et son approche disciplinée en matière d'investissement en capital. Au cours du premier trimestre de 2010, nous avons continué à investir tout au long de ce cycle de baisse et à contribuer à la croissance de nos actionnaires. Pendant ce trimestre, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont augmenté à 900 M$ et ont contribué au développement des projets de croissance de la compagnie tels que le projet de Kearl, la poursuite de l'exploration d'un gisement de gaz de schiste prometteur à Horn River et la fourniture des capitaux de soutien pour la production de Cold Lake et de Syncrude. La génération de trésorerie liée aux activités d'exploitation a été suffisante pour assurer la croissance de la compagnie pendant ce trimestre et nous avons terminé avec un solde de trésorerie plus élevé que celui du début de l'année.
Notre approche éprouvée qui consiste à nous concentrer sur l'excellence opérationnelle et les aspects commerciaux dont nous avons le contrôle continuera à récompenser nos actionnaires à l'avenir".
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L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du Canada et l'un des chefs de file de l'industrie pétrolière du pays. C'est l'un des principaux producteurs de pétrole brut et de gaz naturel. C'est aussi le principal raffineur de pétrole du pays et le détenteur d'une importante part du marché des produits pétroliers, vendus par un réseau d'approvisionnement pancanadien qui comprend près de 1 850 stations-service.
Faits saillants du premier trimestre
- Le bénéfice net était de 476 M$, soit une augmentation de 65 % ou
187 M$ par rapport au premier trimestre de 2009.
- Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,56 $, soit une
augmentation de 70 % par rapport au premier trimestre de 2009.
- Le flux de trésorerie utilisé dans les activités d'exploitation était
de 914 M$ comparativement à un flux de trésorerie généré par les
activités d'exploitation de 296 M$ pour la période correspondante de
l'exercice précédent.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration étaient de 900
M$, soit une hausse de 82 % par rapport au premier trimestre de 2009.
- La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole
était de 291 000 barils par jour comparativement à 302 000 barils par
jour pour la période correspondante de l'exercice précédent. La
baisse des volumes de production pour le premier trimestre était
attribuable à la diminution prévue des actifs de pétrole classique et
de gaz naturel.
- Le point sur le projet d'exploitation des sables pétrolifères de
Kearl - Environ 2 000 employés et entrepreneurs travaillent à ce
projet. Les activités courantes de construction comprennent les
travaux de palification, d'excavation et de commencement des digues
sur le site du projet Kearl conjointement avec les travaux de
construction des réservoirs et des conduites. Le projet de Kearl se
fera par phases et aura une capacité de 300 000 barils par jour de
bitume avant redevances.
- Le point sur Horn River - L'Impériale s'est avancée dans son deuxième
programme d'exploration hivernale des puits de gaz de schiste à Horn
River dans le nord-est de la Colombie-Britannique. La compagnie a
également ajouté 1 000 acres, ce qui porte le total des avoirs
fonciers de la coentreprise à 310 000 acres nettes - soit l'un des
actifs fonciers les plus importants de l'industrie dans la région.
- Le point sur le projet d'exploitation du gaz naturel du Mackenzie - À
la demande de l'Office national de l'énergie, l'Impériale a soumis
ses commentaires sur les mesures recommandées contenues dans le
rapport du Comité mixte d'étude (CME) pour le projet proposé. Les
audiences sur les conclusions définitives ont pris fin en avril avec
une décision réglementaire de l'Office National de l'Énergie (ONE)
prévue en septembre 2010.
- Achèvement de la construction de l'usine de récupération du soufre à
la raffinerie de Dartmouth - La première phase de ce projet en deux
parties pour récupérer le soufre a été achevée. La première phase de
ce projet a atteint un excellent rendement en matière de sécurité et
a été complétée dans les délais et en respectant le budget. La
deuxième phase comprend les travaux de construction d'une nouvelle
colonne de désulfuration à la vapeur et sera achevée avant la fin de
2010. Le projet en entier réduira les émissions de 25 % et accroîtra
la capacité de récupération du soufre à 98 %.
- Le Groupe des producteurs de gaz de schiste du bassin de Horn River a
reçu de l'Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) le
prix 2010 d'excellence Steward en responsabilité sociale - Ce prix a
été attribué en reconnaissance du travail du groupe en vue de
favoriser une communication ouverte avec les intervenants, diminuer
les impacts environnementaux et maximiser les avantages dans la
région. L'Impériale est un des membres fondateurs du Groupe des
producteurs. Se reporter à la section sur l'environnement et la
collectivité à www.capp.ca pour obtenir des renseignements
supplémentaires sur ce prix.
- Mise en valeur responsable - En mars, Pétrolière Impériale - Division
Ressources et Canards Illimités Canada ont signé un partenariat de
720 000 $ qui se concentrera sur les stocks des terres humides et la
recherche connexe dans la région d'exploitation de l'Impériale autour
de Cold Lake et du nord-est de la Colombie-Britannique. Ces
connaissances seront utilisées pour guider toute mise en valeur
future et réduire au minimum la perturbation des terres humides et
aussi pour évaluer et établir les meilleures pratiques d'utilisation
des terres.
Premier trimestre de 2010 c. premier trimestre de 2009
Le bénéfice net de la compagnie pour le premier trimestre de 2010 s'est élevé à 476 M$, soit 0,56 $ par action sur une base diluée, contre 289 M$, soit 0,33 $ par action, pour la période correspondante de l'exercice précédent.
Les résultats du premier trimestre ont été supérieurs à ceux du trimestre correspondant de 2009, bien que la hausse des résultats dans le secteur amont ait été en partie compensée par la baisse des résultats dans le secteur aval. Dans le secteur amont, l'augmentation des résultats est principalement attribuable à la hausse des prix du pétrole brut d'environ 550 M$, compensée en partie par la hausse du coût des redevances découlant d'une hausse du prix des marchandises d'environ 180 M$ et de l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 100 M$. La baisse des résultats du secteur aval découle principalement des marges bien inférieures d'environ 125 M$.
Le bénéfice net du premier trimestre dans le secteur amont a atteint 444 M$, soit 302 M$ million de plus que pendant la même période en 2009. La montée du prix du pétrole brut au cours du premier trimestre de 2010 a fait accroître les revenus, ce qui a fait hausser le bénéfice d'environ 550 M$. Ce facteur positif sur les résultats a été compensé en partie par des redevances plus élevées découlant de la hausse du prix des marchandises d'environ 180 M$ et de l'effet de change défavorable d'une hausse du dollar canadien d'environ 100 M$.
Le prix moyen du brut Brent, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 76,32 $ le baril en dollars américains au premier trimestre, en hausse d'environ 72 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix moyen que la compagnie a touché sur les ventes du pétrole brut classique canadien a aussi augmenté. Les prix du pétrole brut canadien plus lourd ont aussi monté de pair avec le pétrole brut plus léger. Le prix moyen que la compagnie a touché sur les ventes de bitume a été positivement touché par le faible écart entre les prix du brut léger et du brut lourd sur les marchés mondiaux par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent.
La production brute de bitume de Cold Lake est revenue aux niveaux prévus et s'est établie en moyenne à 148 000 barils par jour pendant le premier trimestre, tout comme pour la période correspondante de l'exercice précédent.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 67 000 barils par jour pour le premier trimestre, soit légèrement inférieure aux 68 000 barils produits au cours du trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les volumes au premier trimestre de 2010 ont été touchés par l'avancement des activités d'entretien systématique qui étaient initialement prévues plus tard cette année. Les activités d'entretien ont été réalisées et les unités d'exploitation touchées sont revenues à la normale au cours du trimestre.
Au premier trimestre, la production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 24 000 barils par jour, contre 26 000 pour la période correspondante de l'exercice précédent, ce fléchissement s'expliquant par la diminution naturelle du rendement des gisements.
La production brute de gaz naturel au cours du premier trimestre de 2010 s'est établie à 273 millions de pieds cubes par jour contre 307 millions pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de production est principalement attribuable aux activités d'entretien et à la diminution naturelle du rendement des gisements.
Le bénéfice net était de 39 M$ pour le secteur aval au premier trimestre de 2010 comparativement à 202 M$ pendant la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse des résultats au cours du trimestre était due principalement à une baisse générale des marges d'environ 125 M$. Les résultats ont également subi les contrecoups des effets négatifs de la montée du dollar canadien d'environ 30 M$ et des coûts plus élevés associés à l'entretien systématique du premier trimestre de 2010.
Le résultat net des produits chimiques s'est traduit par un solde négatif de 1 M$ au premier trimestre comparativement à 3 M$ pendant la période correspondante de l'exercice précédent. Les coûts plus élevés des activités d'entretien systématique du craqueur éthylénique de Sarnia au cours du premier trimestre de 2010 ont plus que compensé l'augmentation des marges sectorielles.
Les effets sur les résultats nets des comptes non sectoriels étaient de moins 6 M$ au cours du premier trimestre comparativement à moins 58 M$ pour la période correspondante de 2009. L'évolution favorable des résultats est avant tout attribuable à la diminution des charges liées à la rémunération à base d'actions.
Le flux de trésorerie utilisé dans les activités d'exploitation était de 914 M$ au cours du premier trimestre 2010 et 813 M$ ont été utilisés pour financer la croissance de projets tels que Kearl. Le solde de trésorerie de la compagnie s'établissait à 534 M$ au 31 mars 2010, contre 513 M$ à la fin de 2009.
Des données financières et d'exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés dans le présent rapport qui sont liés aux plans, prévisions, événements ou conditions futurs sont des énoncés prospectifs. Les résultats réels futurs, y compris les plans, coûts, calendriers et capacités des projets; les sources de financement; le règlement des imprévus et des positions fiscales incertaines; l'effet de changements touchant les prix et autres conditions du marché; ainsi que les dépenses environnementales et en immobilisations peuvent différer sensiblement en raison d'un certain nombre de facteurs tels que les négociations d'ententes commerciales; les changements apportés à l'approvisionnement et à la demande en matière de pétrole brut, gaz naturel et produits pétroliers et pétrochimiques; les événements politiques ou réglementaires; et tout autre facteur traité dans l'Article 1A sur le formulaire 10-K de 2009 de la compagnie.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2010
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Trimestres
en millions de dollars canadiens, sauf indication
contraire 2010 2009
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus 6 166 4 670
Total des charges 5 515 4 268
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Bénéfice avant impôts sur les bénéfices 651 402
Impôts sur les bénéfices 175 113
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Bénéfice net 476 289
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Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) 0,56 0,34
Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu
d'une dilution (en dollars) 0,56 0,33
Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts 4 1
Total de l'actif au 31 mars 18 335 16 490
Total du passif au 31 mars 139 143
Couverture de l'intérêt par le bénéfice
(sur quatre trimestres, nombre de fois couvert) 307,1 472,3
Autres obligations à long terme au 31 mars 2 679 2 185
Capitaux propres au 31 mars 9 943 8 862
Capital moyen utilisé au 31 mars 10 118 9 045
Rendement du capital moyen utilisé a)
(sur quatre trimestres, pourcentage) 18,4 38,7
Dividendes sur actions ordinaires
Total 85 86
Par action ordinaire (en dollars) 0,10 0,10
Millions d'actions ordinaires en circulation
Au 31 mars 847,6 848,9
Moyenne - compte tenu d'une dilution 854,2 862,7
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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 quatre trimestres.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2010
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Trimestres
en millions de dollars canadiens 2010 2009
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Total de la trésorerie et équivalents en espèces
à la fin de l'exercice 534 755
Bénéfice net 476 289
Ajustement au titre d'éléments hors trésorerie :
Amortissement et épuisement 182 197
(Gain) perte à la vente d'actifs (4) (1)
Charge d'impôts futurs et autres 2 28
Variations de l'actif et du passif d'exploitation 258 a) (809)
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Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation 914 (296)
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Flux de trésorerie liés aux activités
d'investissement (807) (407)
Produit de la vente d'actifs 6 2
Flux de trésorerie liés aux activités de financement (86) (516)
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a) Le calendrier des dépenses et le calendrier des paiements d'impôts
sur les bénéfices ont eu une incidence positive sur les flux de
trésorerie liés aux activités d'exploitation du premier trimestre
2010.
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2010
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Trimestres
en millions de dollars canadiens 2010 2009
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
Amont 444 142
Aval 39 202
Produits chimiques (1) 3
Comptes non sectoriels (6) (58)
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Bénéfice net 476 289
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Recettes globales
Amont 2 209 1 420
Aval 5 192 4 083
Produits chimiques 353 272
Éliminations/Autres (1 588) (1 105)
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Revenus 6 166 4 670
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Achats de pétrole brut et de produits
Amont 787 364
Aval 4 187 2 867
Produits chimiques 276 199
Éliminations (1 589) (1 110)
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Achats de pétrole brut et de produits 3 661 2 320
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Frais de production et de fabrication
Amont 602 646
Aval 370 336
Produits chimiques 58 48
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Frais de production et de fabrication 1 030 1 030
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Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
Amont 855 447
Aval 38 42
Produits chimiques 6 4
Comptes non sectoriels 1 1
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Dépenses en immobilisations et frais d'exploration 900 494
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Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus
ci-dessus 87 83
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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2010
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Statistiques d'exploitation Trimestres
2010 2009
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Production brute de pétrole brut et de liquides
du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Cold Lake 148 148
Syncrude 67 68
Pétrole classique 24 26
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Total de la production de pétrole brut 239 242
LGN mis en vente 6 9
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Total de la production de pétrole brut et de LGN 245 251
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Production brute de gaz naturel (en millions de
pieds cubes par jour) 273 307
Production brute d'équivalent pétrole a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) 291 302
Production nette de pétrole brut et de LGN (en
milliers de barils par jour)
Cold Lake 118 141
Syncrude 60 70
Pétrole classique 17 23
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Total de la production de pétrole brut 195 234
LGN mis en vente 5 6
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Total de la production de pétrole brut et de LGN 200 240
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Production nette de gaz naturel (en millions de
pieds cubes par jour) 237 262
Production nette d'équivalent pétrole a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) 240 284
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers
de barils par jour) 201 198
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) 12 12
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes
par jour) 264 277
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Prix touché pour le pétrole brut classique
(le baril) 74,54 46,61
Prix obtenu pour le LGN (le baril) 55,53 41,20
Prix touché pour le gaz naturel (le millier de
pieds cubes) 5,20 5,82
Prix obtenu pour l'huile synthétique (le baril) 82,24 55,67
Prix obtenu pour le bitume (le baril) 62,25 35,00
Débit des raffineries (en milliers de barils
par jour) 439 460
Utilisation de la capacité de raffinage (pourcentage) 87 92
Ventes nettes de produits pétroliers (en milliers
de barils par jour)
Essence 204 190
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur 145 158
Mazout lourd 33 31
Huiles lubrifiantes et autres produits 39 36
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Ventes nettes de produits pétroliers 421 415
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Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de
tonnes par jour) 2,7 2,7
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a) Gaz converti en équivalent pétrole à 6 millions de pieds cubes
= 1 millier de barils
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2010
Bénéfice net Bénéfice net
(PCGR des États-Unis) par action
(en millions de ordinaire
dollars canadiens) (dollars)
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2006
Premier trimestre 591 0,60
Deuxième trimestre 837 0,85
Troisième trimestre 822 0,84
Quatrième trimestre 794 0,83
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Année 3 044 3,12
-------------------------------------------------------------------------
2007
Premier trimestre 774 0,82
Deuxième trimestre 712 0,76
Troisième trimestre 816 0,88
Quatrième trimestre 886 0,97
-------------------------------------------------------------------------
Année 3 188 3,43
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2008
Premier trimestre 681 0,76
Deuxième trimestre 1 148 1,29
Troisième trimestre 1 389 1,57
Quatrième trimestre 660 0,77
-------------------------------------------------------------------------
Année 3 878 4,39
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2009
Premier trimestre 289 0,34
Deuxième trimestre 209 0,25
Troisième trimestre 547 0,64
Quatrième trimestre 534 0,63
-------------------------------------------------------------------------
Année 1 579 1,86
-------------------------------------------------------------------------
2010
Premier trimestre 476 0,56
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Pour voir le graphique "Facteurs influant sur le bénéfice net", veuillez cliquer http://files.newswire.ca/57/ImpF.jpg
Renseignements: Relations avec les investisseurs: Mark Stumpf, (403) 237-4537; Relations avec les médias: Gordon Wong, (403) 237-2710
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