L'Impériale déclare ses résultats financiers et d'exploitation estimatifs du premier trimestre

CALGARY, le 26 avril 2012 /CNW/ -

		Premier trimestre
(en millions de dollars, sauf indication contraire)		2012	2011	%
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)		1 015	781	30
Bénéfice net par action ordinaire
	- compte tenu d'une dilution (en dollars)	1,19	0,91	30
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration		1 173	859	37

Bruce March, président du conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a commenté comme suit :

Le bénéfice net de l'Impériale pour le premier trimestre de 2012 s'est établi à 1 015 M$, en hausse de 30 % comparativement au premier trimestre de 2011. Un rendement d'exploitation solide dans tous les secteurs d'activité nous a permis de profiter de la hausse du prix de vente des liquides et des marges de raffinage solides du centre du continent au cours du trimestre. Notre accent constant sur l'excellence en exploitation et sur la rentabilité soutient notre performance opérationnelle alors que nous allons de l'avant avec la croissance de notre compagnie à Kearl et maintenant à Cold Lake avec notre projet Nabiye.

Ce trimestre a été marqué par une augmentation des escomptes relatifs à la production de pétrole brut de l'Ouest canadien, occasionnée par un déséquilibre de l'offre et la demande au centre du continent nord-américain. Notre intégration a fourni une valeur actionnariale importante, notre secteur aval ayant affiché un bénéfice net trimestriel record, principalement en raison de la performance de trois de nos quatre raffineries qui sont en mesure de tirer profit de la transformation des bruts escomptés de l'Ouest canadien.

La qualité de notre portefeuille d'actifs et le déploiement de nouvelles techniques fournissent une base solide alors que nous continuons notre stratégie de croissance de dix ans visant à doubler la production du secteur amont. Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont été de 1 173 M$ au premier trimestre, financées principalement à partir des flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation. Les dépenses ont été consacrées principalement à faire avancer la construction du projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl alors que les dépenses pour Nabiye prennent de l'ampleur. Le démarrage du développement initial de Kearl est prévu pour la fin de l'année et Nabiye devrait être à l'étape de production en 2014.

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L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du Canada et un des chefs de file de l'industrie pétrolière du pays. C'est un des plus grands producteurs de pétrole brut et de gaz naturel du Canada. C'est aussi le principal raffineur de pétrole du pays, un producteur clé de produits pétrochimiques et un des principaux distributeurs de produits pétroliers vendus par l'entremise d'un réseau d'approvisionnement pancanadien et de stations-service.

Faits saillants du premier trimestre

• Le bénéfice net s'est établi à 1 015 M$, comparativement à 781 M$ pour le premier trimestre 2011, soit une augmentation de 30 %. Le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 455 M$ pour ce trimestre, le meilleur enregistré à ce jour.
• Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été de 1,19 $, en hausse de 30 % par rapport au premier trimestre de 2011.
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont établis à 1 047 M$ en regard de 959 M$ pour le premier trimestre de 2011, couvrant en grande partie les dépenses en immobilisations et frais d'exploration de 1 173 M$.
• La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 289 000 barils par jour comparativement à 310 000 barils par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de production de dix mille barils par jour en équivalent pétrole résulte de la cession d'actifs de gaz naturel réalisée en 2011.
• Projet d'expansion de Cold Lake approuvé - Le projet Nabiye, approuvé en février 2012 pour la somme de 2 milliards de dollars, permettra de porter la production de bitume à 40 000 barils par jour à Cold Lake. Ce projet donnera accès à 280 millions de barils de réserves récupérables, son démarrage étant prévu pour la fin de 2014. Des autorisations réglementaires modifiées ont été obtenues en 2010 pour améliorer le rendement environnemental du projet Nabiye, mettant au premier plan une centrale de cogénération de 170 mégawatts à efficacité énergétique.
• Des nouvelles du projet des sables pétrolifères de Kearl - À la fin du premier trimestre de 2012, le développement initial de Kearl était achevé à 90 % pour un démarrage prévu pour la fin de 2012.
• La Canada's Oil Sands Innovation Alliance est lancée - L'Impériale est une de douze compagnies à avoir formé une nouvelle alliance pour accélérer le rythme de l'amélioration du rendement environnemental des sables pétrolifères canadiens. L'approche collaborative de la COSIA reposera sur le travail des sociétés membres et des organismes existants pour améliorer de façon appréciable la performance environnementale.
• Des nouvelles du projet pilote du processus d'injection cyclique de solvant (PICS) - Le forage de trois puits a été complété à Cold Lake dans le cadre d'un projet pilote sur le processus d'injection cyclique de solvant dont le démarrage est prévu pour la fin de 2013. PICS est une technique exclusive de récupération utilisant du solvant au lieu de la vapeur pour extraire le pétrole des sables pétrolifères et si elle connaît du succès, elle pourrait réduire de façon importante les émissions de gaz à effet de serre et éliminer la consommation d'eau dans les réservoirs exploités.
• Contributions records à Centraide - Les employés et les retraités de l'Impériale et d'ExxonMobil Canada ont contribué aux campagnes Centraide-United Way au Canada par des dons de 4,2 M$ en 2011. L'Impériale soutient fidèlement Centraide depuis plus de 25 ans.

Comparaison des premiers trimestres 2012 et 2011

Le bénéfice net de la compagnie pour le premier trimestre de 2012 a été de 1 015  M$ ou 1,19 $ par action sur une base diluée, comparativement à 781 M$ ou 0,91 $ par action pour la même période de l'année dernière.

Les résultats du premier trimestre ont été supérieurs à ceux du trimestre correspondant de 2011, l'augmentation étant principalement attribuable à un élargissement des marges de raffinage d'environ 150 M$ et à une hausse des prix obtenus pour les liquides d'environ 115 M$. Ces facteurs ont été atténués par une hausse d'environ 55 M$ du coût des redevances et une baisse d'environ 30 M$ des volumes de Syncrude.

Le bénéfice net du secteur amont au cours du premier trimestre a été de 542 M$, soit 14 M$ de plus qu'au cours du trimestre correspondant de 2011. Les résultats ont augmenté en raison des prix plus élevés obtenus pour les liquides d'environ 115 M$. Ce facteur a été annulé en partie par une hausse des redevances attribuable à l'augmentation des prix, laquelle a retranché environ 55 M$ aux résultats, et à la baisse des volumes de Syncrude en raison des activités d'entretien, ce qui a retranché environ 30 M$ aux résultats.

Les prix pour la majeure partie de la production de liquides de la compagnie sont établis en fonction des marchés pétroliers du West Texas Intermediate (WTI), un brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain. Comparativement au trimestre correspondant de l'exercice précédent, le prix moyen du pétrole brut WTI en dollars US au cours du premier trimestre de 2012 était en hausse d'environ 8,43 $ le baril, alors que le pétrole brut Brent, un brut de référence courant sur les marchés pétroliers de la côte Atlantique, enregistrait une hausse d'environ 13,46 $ le baril au cours du premier trimestre de 2012. L'écart de prix entre le pétrole brut WTI et le pétrole brut Brent s'est donc accentué, se situant à 15,43 $ le baril en dollars US au cours du premier trimestre de 2012. Les prix touchés par la compagnie pour les liquides de l'Ouest canadien sont également influencés par les remises sur le marché découlant du déséquilibre entre l'offre et la demande sur les marchés du pétrole brut du centre du continent nord-américain. Les remises sur le bitume et le pétrole brut synthétique ont augmenté tout au long du premier trimestre, reflétant les temps d'arrêt prolongés des raffineries du centre du continent nord-américain. Pour le premier trimestre, le prix moyen obtenu pour le bitume a été de 66,24 $ le baril, soit une hausse de 10,48 $ en dollars canadiens par rapport au trimestre correspondant de 2011.

La production brute de bitume à Cold Lake s'est établie en moyenne à 157 000 barils par jour au premier trimestre, inchangée par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 74 000 barils par jour pour le premier trimestre, contre 80 000 barils pour le premier trimestre 2011. La baisse de production a été principalement attribuable aux activités d'entretien non planifié accrues.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 21 000 barils par jour au premier trimestre, essentiellement inchangée par rapport à 22 000 barils pour le premier trimestre de 2011.

La production brute de gaz naturel au cours du premier trimestre de 2012 a été de 198 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 269 millions au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de production est principalement due à l'impact de la cession de propriétés productrices et de la diminution naturelle du rendement des gisements.

Le bénéfice net du secteur aval a été de 455 M$ au premier trimestre, le meilleur trimestre enregistré à ce jour, la hausse étant de 179 M$ par rapport au premier trimestre de 2011. Les résultats ont augmenté principalement en raison de l'effet favorable de l'élargissement des marges de raffinage d'environ

Comparaison des premiers trimestres 2012 et 2011 (suite)

150 M$. Les marges de raffinage ont été plus élevées au cours du premier trimestre, les coûts globaux

du pétrole brut traité dans trois des quatre raffineries de la compagnie ayant reflété la tendance des prix

du WTI  et du pétrole brut de l'Ouest canadien. Au Canada, les prix de gros des produits raffinés sont en grande partie déterminés par ceux des régions limitrophes des États-Unis, où les prix de gros sont principalement liés aux marchés des produits internationaux. L'élargissement des marges de raffinage découle de l'écart accru entre les prix des produits et les coûts du pétrole brut traité.

Les résultats du secteur aval au premier trimestre de 2012 comprennent un gain d'environ 15 M$ sur la vente d'immobilisations.

Le bénéfice net des produits chimiques a été de 35 M$ au premier trimestre, comparativement à 38 M$ au trimestre correspondant de l'exercice précédent, les marges continuant d'être solides dans tous les canaux de distribution.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 17 M$ pour le premier trimestre, en regard d'un solde négatif de 61 M$ pour la même période de 2011. Cette évolution favorable découle essentiellement de la diminution des charges liées à la rémunération à base d'actions.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 047 M$ au cours du premier trimestre, en hausse de 88 M$ par rapport au trimestre correspondant de 2011. La hausse des flux de trésorerie est principalement attribuable à l'augmentation des résultats, atténuée par les effets du fonds de roulement, notamment par l'accroissement des stocks en prévision des importants travaux d'entretien systématique des raffineries devant être exécutés au cours du deuxième trimestre de 2012.

Les activités d'investissement ont mobilisé des flux de trésorerie nets de 1 064 M$ au cours du premier trimestre, comparativement à 806 M$ au cours de la période correspondante en 2011. Les acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles se sont établies à 1 145 M$ au cours du premier trimestre, par rapport à 822 M$ au cours du trimestre correspondant de 2011. Les dépenses au cours du trimestre ont été principalement axées sur l'avancement des projets de développement initial et d'expansion des sables pétrolifères de Kearl. Les autres investissements ont inclus l'avancement du projet d'expansion de Nabiye à Cold Lake, les projets environnementaux et éconergétiques à Syncrude, ainsi que l'avancement du projet de production pilote de Horn River et l'acquisition de superficies de pétrole non classique.

Le solde de trésorerie de la compagnie s'élevait à 1 045 M$ au 31 mars 2012, en baisse de 157 M$ par rapport à 1 202 M$ à la fin de 2011.

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 pourraient être sensiblement différents en raison d'un certain nombre de facteurs tels que les négociations d'ententes commerciales; les fluctuations de l'offre et de la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques; les événements politiques ou réglementaires; et tout autre facteur traité dans l'Article 1A du formulaire 10-K de 2011 de la compagnie.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2012
				Trois mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire				2012	2011
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)
	Total des produits et autres revenus			7 533	6 871
	Total des charges			6 181	5 820
	Bénéfice avant impôts sur les bénéfices			1 352	1 051
	Impôts sur les bénéfices			337	270
	Bénéfice net			1 015	781
	Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)			1,20	0,92
	Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars)			1,19	0,91
Autres données financières
	Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation			316	315
	Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts			24	4
	Total de l'actif au 31 mars			26 511	22 008
	Total de la dette au 31 mars			1 206	755
	Couverture de l'intérêt par le bénéfice (nombre de fois)			277,9	336,4
	Autres obligations à long terme au 31 mars			3 954	2 880
	Capitaux propres au 31 mars			14 120	11 764
	Capitaux utilisés au 31 mars			15 353	12 551
	Rendement du capital moyen utilisé (a) (pourcentage)			24,9	21,7
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
			Total	102	93
		Par action ordinaire (en dollars)		0,12	0,11
	Millions d'actions ordinaires en circulation
		Au 31 mars		847,6	847,6
		Moyenne - compte tenu d'une dilution		852,5	854,1

(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.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2012
		Trois mois
en millions de dollars canadiens		2012		2011
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période		1 045		301
Bénéfice net		1 015		781
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
	Amortissement et épuisement	190		188
	(Gain) perte à la vente d'actifs	(29)		(6)
	Charge d'impôts futurs et autres	48		(90)
Variations de l'actif et du passif d'exploitation		(177)	(a)	86
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation		1 047		959
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement		(1 064)		(806)
	Produit de la vente d'actifs	78		14
Flux de trésorerie liés aux activités de financement		(140)		(119)

(a) Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation pour 2012 ont subi l'incidence négative de la constitution saisonnière des stocks annulée en partie par d'autres incidences sur le fonds de roulement.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2012
					Trois mois
en millions de dollars canadiens					2012		2011
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)
	Secteur amont				542		528
	Secteur aval				455		276
	Produits chimiques				35		38
	Comptes non sectoriels				( 17)		( 61)
	Bénéfice net				1 015		781
Produits et autres revenus
	Secteur amont				2 492		2 339
	Secteur aval				6 582		6 067
	Produits chimiques				426		420
	Éliminations/Autres				(1 967)		(1 955)
	Total				7 533		6 871
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur amont				1 021		861
	Secteur aval				5 021		4 769
	Produits chimiques				314		307
	Éliminations				(1 970)		(1 957)
	Achats de pétrole brut et de produits				4 386		3 980
Frais de production et fabrication
	Secteur amont				591		599
	Secteur aval				341		337
	Produits chimiques				45		43
	Frais de production et fabrication				977		979
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
	Secteur amont				1 145		818
	Secteur aval				23		36
	Produits chimiques				1		2
	Comptes non sectoriels				4		3
	Dépenses en immobilisations et frais d'exploration				1 173		859
	Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus				28		37

 

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2012
Données d'exploitation					Trois mois
					2012		2011
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
	Cold Lake				157		157
	Syncrude				74		80
	Classique				21		22
	Total de la production de pétrole brut				252		259
	LGN mis en vente				4		6
	Total de la production de pétrole brut et de LGN				256		265
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)					198		269
Production brute en équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)					289		310
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
	Cold Lake				118		120
	Syncrude				65		75
	Classique				15		16
	Total de la production de pétrole brut				198		211
	LGN mis en vente				3		4
	Total de la production de pétrole brut et de LGN				201		215
					-
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)					194		249
Production nette en équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)					233		256
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)					209		211
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)					11		9
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)					183		251
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
	Pétrole brut classique (le baril)				78,32		81,18
	LGN (le baril)				49,97		60,48
	Gaz naturel (le millier de pieds cubes)				2,36		3,85
	Pétrole synthétique (le baril)				98,41		93,24
	Bitume (le baril)				66,24		55,76
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)					438		452
Utilisation de la capacité de raffinage (pourcentage)					86		89
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
	Essence (essence automobile)				204		210
	Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats)				150		166
	Mazout lourd				24		26
	Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres)				35		36
	Ventes nettes de produits pétroliers				413		438
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)					265		272

 (a) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille barils

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2012
			Bénéfice net
	Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)		par action ordinaire
	(en millions de dollars canadiens)		(dollars)
2008
Premier trimestre	681			0,76
Deuxième trimestre	1 148			1,29
Troisième trimestre	1 389			1,57
Quatrième trimestre	660			0,77
Exercice	3 878			4,39
2009
Premier trimestre	289			0,34
Deuxième trimestre	209			0,25
Troisième trimestre	547			0,64
Quatrième trimestre	534			0,63
Exercice	1 579			1,86
2010
Premier trimestre	476			0,56
Deuxième trimestre	517			0,61
Troisième trimestre	418			0,49
Quatrième trimestre	799			0,95
Exercice	2 210			2,61
2011
Premier trimestre	781			0,92
Deuxième trimestre	726			0,86
Troisième trimestre	859			1,01
Quatrième trimestre	1 005			1,19
Exercice	3 371			3,98
2012
Premier trimestre	1 015			1,20

 

 

403-237-2710