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

POUR LES TROIS MOIS CLOS LE 31 MARS 2013

CALGARY, le 25 avril 2013 /CNW/ -

		Premier trimestre
(en millions de dollars, sauf indication contraire)		2013			2012			%
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)		798			1 015			(21)
Bénéfice net par action ordinaire
- compte tenu d'une dilution (en dollars)		0,94			1,19			(21)
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration		2 976			1 173			154

Rich Kruger, président, président du Conseil et chef de la direction de l'Impériale, a commenté comme suit :

Le bénéfice net de l'Impériale pour le premier trimestre de 2013 s'est établi à 798 M$, en baisse de 21 pour cent ou 217 M$ par rapport au premier trimestre de 2012. La diminution du bénéfice est principalement attribuable à l'impact de la baisse du prix de vente des liquides de 270 M$, de l'accroissement des travaux d'entretien systématique des raffineries et de Syncrude de 165 M$ et des dépenses de préparation à Kearl. Ces facteurs ont été atténués par une baisse des redevances de 160 M$ et une hausse des marges de raffinage de 125 M$. La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 284 000 barils par jour, en léger recul par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Les installations de l'Impériale à Cold Lake ont connu une amélioration continue, atteignant une production record de 164 000 barils par jour à la plus grande exploitation de sables bitumineux in situ au Canada au premier trimestre de 2013. La croissance du volume a été rendue possible grâce à un niveau de fiabilité plus élevé et au rendement solide des gisements.

Le début de la phase initiale du projet d'exploitation des sables pétrolifères Kearl est imminent. Kearl est l'un des gisements de sables pétrolifères de la plus grande qualité au Canada et ses ressources récupérables sont évaluées à 4,6 milliards de barils de bitume. On estime que la production atteindra 110 000 barils par jour plus tard en 2013 et se poursuivra au pendant des décennies. Kearl a été conçu selon des techniques et des innovations de la prochaine génération, ce qui aura pour effet d'améliorer la performance environnementale de l'extraction des sables pétrolifères.

Grâce à son approche disciplinée et à sa stratégie commerciale à long terme, l'Impériale a été en mesure de faire avancer considérablement ses plans de croissance tout en maintenant le rendement de ses activités de base. Depuis plusieurs années déjà, nous mettons en œuvre un plan de croissance de dix ans visant à investir 40 G$ dans des projets d'expansion. Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration du premier trimestre se sont chiffrées à 2 976 M$, et incluaient 1 608 M$ pour la participation de l'Impériale dans l'acquisition de Celtic, ainsi que des investissements dans le projet d'expansion de Kearl et dans le projet Nabiye à Cold Lake.

Notre main-d'œuvre continue de se classer au premier rang du secteur en matière de sécurité et de performance environnementale, et ce pendant cette période de croissance importante. Nos résultats reposent sur un engagement visant à assurer l'intégrité des activités et une prestation de grande qualité.

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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 798 M$ comparativement à 1 015 M$ pour le premier trimestre de 2012; cette baisse de 21 pour cent découle avant tout d'une réduction de 34 pour cent du prix moyen touché sur les ventes de bitume.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été de 0,94 $, en baisse de 21 pour cent par rapport au premier trimestre de 2012.
  
  
• Les dépenses en immobilisations, qui se sont établies à 1 368 M$ sans l'acquisition de Celtic, ont continué d'être affectées aux projets de croissance du secteur amont, le projet d'expansion de Kearl était achevé à 32 pour cent et le projet Nabiye à Cold Lake, à 42 pour cent au 31 mars 2013.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 597 M$ contre 1 047 M$ au premier trimestre de 2012; cette diminution fait suite principalement à la baisse du bénéfice et aux effets du fonds de roulement. Nous avons maintenu un bilan solide, la dette totale ne représentant que 19 pour cent du capital à la fin du premier trimestre de 2013 après la clôture de l'acquisition de Celtic.
  
  
• La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 284 000 barils par jour, légèrement en baisse des 289 000 barils par jour de la période correspondante de l'exercice précédent. Cold Lake a établi un nouveau record, ayant atteint une production de 164 000 barils par jour ce trimestre.
  
  
• Démarrage du projet des sables pétrolifères de Kearl - Le début de la phase initiale du projet d'exploitation des sables pétrolifères Kearl est imminent. Cela marque l'achèvement du plus grand projet de l'histoire de l'Impériale. Ce projet a nécessité plus de 46 millions d'heures de travail. Kearl a été conçu selon des techniques et des innovations de la prochaine génération qui amélioreront considérablement la performance environnementale. La production augmentera graduellement au fil des prochains mois jusqu'à ce qu'elle atteigne 110 000 barils par jour (la quote-part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour) plus tard en 2013. Les ventes du mélange de Kearl devraient débuter au cours du troisième trimestre.
  
  
• Conclusion de l'acquisition de Celtic - Le 26 février, après la clôture de l'acquisition de Celtic Exploration Ltd (Celtic) par ExxonMobil Canada, l'Impériale a acquis les actifs et repris les passifs de Celtic (participation de 50 pour cent) pour la somme de 1,6 G$. Par cette transaction, l'Impériale acquiert une participation dans 545 000 acres nettes de la formation du schiste de Montney riche en liquides, dans 104 000 acres nettes de la formation du schiste de Duvernay et des terres additionnelles dans d'autres régions de l'Alberta. La production nette actuelle est d'environ 70 millions de pieds cubes par jour de gaz naturel et d'environ 3 900 barils par jour de pétrole brut, de condensats et de liquides du gaz naturel.
  
  
• Optimisation de la valeur de l'intégration dans le secteur aval - Le secteur aval de l'Impériale a continué d'afficher des résultats solides avec un bénéfice net de 478 M$, le débit des raffineries s'étant établi à 430 000 barils par jour au cours du premier trimestre de 2013. La baisse du coût des matières premières a été le facteur principal à l'origine de la hausse du bénéfice. Les raffineries de l'Impériale en Alberta et en Ontario continuent de maximiser le traitement du brut du centre du continent nord-américain, en expédiant notamment 20 000 barils par jour par voie ferrée pour contourner les limites actuelles des pipelines. Des dispositions ont été prises pour accroître les expéditions par voie ferrée.
  
  
• Le point sur la raffinerie de Dartmouth - Les efforts de marketing et l'évaluation d'options de rechange concernant la raffinerie de Dartmouth et les dépôts qui y sont rattachés se poursuivent. Il est prévu qu'une décision sera prise plus tard en 2013.
  
  
• Nomination à la haute direction et candidats aux postes d'administrateurs - Le 21 février, le Conseil d'administration de l'Impériale a nommé R.M. (Rich) Kruger au poste de président, président du Conseil et chef de la direction, en date du 1^er mars. M. Kruger remplace B.H. (Bruce) March, qui a été nommé vice-président principal chargé des activités mondiales chez ExxonMobil Chemical Company. Vers la fin de février, les noms des sept candidats à l'élection du conseil d'administration de l'Impériale ont été révélés. Cinq sont actuellement des administrateurs de la compagnie. Les deux nouveaux candidats sont M. Kruger et D.W. (Darren) Woods, président d'ExxonMobil Refining & Supply et vice-président d'Exxon Mobil Corporation.

Comparaison du premier trimestre de 2013 et du premier trimestre de 2012

Le bénéfice net de la compagnie pour le premier trimestre de 2013 a été de 798 M$ ou 0,94 $ par action sur une base diluée, comparativement à 1 015 M$ ou 1,19 $ par action pour la même période de l'année dernière.

Le fléchissement des résultats de ce premier trimestre est principalement attribuable à l'impact de la baisse du prix de vente des liquides, de l'accroissement des travaux d'entretien systématique des raffineries, de la baisse des volumes et de la hausse des coûts d'entretien de Syncrude et de la hausse des dépenses de préparation à Kearl. Ces facteurs ont été atténués par une baisse des redevances en raison de la baisse du prix de vente des liquides et par la hausse des marges de raffinage.

Le bénéfice net du secteur amont au premier trimestre s'est établi à 300 M$ contre 542 M$ pour la période correspondante de 2012. Les résultats ont diminué d'environ 270 M$ suite à la baisse des prix obtenus pour les liquides. Parmi les autres facteurs qui ont contribué à la baisse des résultats figurent la diminution de la production des volumes et l'augmentation des coûts d'entretien de Syncrude totalisant environ 75 M$, ainsi que la hausse des dépenses de préparation à Kearl, qui ont retranché environ 50 M$ aux résultats. Ces facteurs ont été atténués par une diminution du coût des redevances d'environ 160 M$ suite à la baisse des prix obtenus pour les liquides.

Les prix de la majeure partie de la production de liquides de la compagnie sont établis en fonction du prix du West Texas Intermediate (WTI), un brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain. Par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, le prix moyen du pétrole brut WTI en dollars américains était en baisse de 8,67 $ le baril, ou environ 8 pour cent, au cours du premier trimestre de 2013. La baisse des prix moyens en dollars canadiens obtenus par la compagnie sur les ventes de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique correspondait à celle du WTI. Pour le premier trimestre de 2013, le prix moyen en dollars canadiens obtenu pour le bitume a baissé de 34 pour cent, passant à 43,63 $ le baril. Les déséquilibres entre l'offre et la demande de pétrole brut lourd sur les marchés du centre du continent nord-américain et les effets de la répartition de la capacité de transport de pétrole par pipeline ont élargi l'écart entre les prix du pétrole brut léger et du bitume provenant de Cold Lake. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 3,50 $ par millier de pieds cubes, était en hausse d'environ 48 pour cent au premier trimestre de 2013 par rapport  au trimestre correspondant de l'exercice précédent.

La production brute de bitume de Cold Lake, qui s'est élevée en moyenne à 164 000 barils par jour, a établi un nouveau record pour un trimestre. La production de Cold Lake a augmenté de 7 000 barils par jour par rapport à la même période de l'exercice précédent. La croissance du volume a été réalisée grâce à un niveau de fiabilité plus élevé et au rendement solide des gisements.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au premier trimestre s'est élevée à 65 000 barils par jour contre 74 000 au premier trimestre de 2012. La baisse de production est principalement attribuable à l'accroissement des activités d'entretien.

La production brute de pétrole classique s'est établie en moyenne à 20 000 barils par jour au premier trimestre, contre 21 000 pour la période correspondante de  2012.

La production brute de gaz naturel du premier trimestre de 2013 a été de 187 millions de pieds cubes par jour contre 198 millions de pieds cubes par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse de production est principalement attribuable à la diminution naturelle du rendement des gisements classiques et à la cession de biens, atténuées par les volumes de production de Celtic et du projet pilote de Horn River.

Le bénéfice net du secteur aval a été de 478 M$ au premier trimestre, en hausse de 23 M$ par rapport au premier trimestre de 2012. Les résultats ont augmenté d'environ 125 M$ principalement en raison de l'effet favorable des marges de raffinage, atténué par des activités d'entretien à la raffinerie de Sarnia en hausse de 90 M$. Les résultats du premier trimestre de 2012 comprenaient un gain d'environ 15 M$ provenant de la vente d'immobilisations.

Les marges de raffinage du centre du continent nord-américain sont demeurées fortes au cours du premier trimestre de 2013. La hausse des marges de raffinage a découlé de l'élargissement de l'écart entre le prix des produits raffinés et le coût du pétrole brut traité.

Le bénéfice net des produits chimiques a été de 35 M$ au premier trimestre, inchangé par rapport à celui du trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 15 M$, contre un solde négatif de 17 M$ pour la période correspondante de  2012.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 597 M$ au cours du premier trimestre, en regard de 1 047 M$ pour la période correspondante de  2012. La diminution des flux de trésorerie est principalement attribuable à la baisse du bénéfice et aux effets du fonds de roulement.

Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties nettes de 2 935 M$ au cours du premier trimestre, comparativement à 1 064 M$ au cours de la période correspondante de  2012. La somme de 1 602 M$ (déduction faite de la trésorerie acquise qui s'est chiffrée à 6 M$) a été engagée pour conclure l'acquisition des actifs et la reprise des passifs de Celtic (participation de 50 pour cent). Les acquisitions d'immobilisations corporelles se sont établies à 1 345 M$ au cours du premier trimestre, en regard de 1 145 M$ au cours du trimestre correspondant de  2012. Les dépenses du trimestre ont été axées principalement sur l'avancement des projets d'expansion de Kearl et de Nabiye. L'expansion de Kearl devrait accroître la production de 110 000 barils de bitume par jour avant redevances, la quote-part de la compagnie étant estimée à près de 78 000 barils par jour. Le démarrage est prévu pour la fin de 2015. L'expansion du projet Nabiye à Cold Lake devrait accroître la production de plus de 40 000 barils de bitume par jour avant redevances. Le démarrage est prévu pour la fin de 2014.

Les flux de trésorerie liés aux activités de financement ont donné lieu à des rentrées nettes de 2 179 M$ au premier trimestre, comparativement à des sorties nettes de 140 M$ au premier trimestre de 2012. Au cours du premier trimestre, la compagnie a augmenté le niveau de sa dette à long terme de 1 595 M$ en tirant des fonds sur une facilité de crédit existante et en émettant des billets de trésorerie supplémentaires qui ont augmenté la dette à court terme de 687 M$. La majeure partie de la hausse de l'endettement a servi à financer l'acquisition.

Les facteurs susmentionnés ont entraîné une baisse du solde de trésorerie de la compagnie qui, au 31 mars 2013, s'établissait à 323 M$ contre 482 M$ à la fin de 2012.

Des données financières et d'exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d'affaires sont des énoncés prospectifs. Les résultats 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 différents en raison d'un certain nombre de facteurs comme les fluctuations du prix et de l'offre et la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques; 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 prospectifs ne sont pas des garanties de la performance future et comprennent un certain nombre de risques et d'incertitudes, dont certains sont similaires à ceux auxquels se heurtent d'autres entreprises pétrolières et gazières et d'autres sont spécifiques à l'Impériale. Les résultats réels de l'Impériale pourraient différer sensiblement de ceux exprimés ou sous-entendus dans ces énoncés prospectifs et le lecteur est prié de ne pas accorder une confiance indue à ces énoncés.

Le terme « projet » tel qu'il est utilisé dans ce rapport n'a pas nécessairement le même sens que celui donné à la règle 13q-1 de la SEC (Securities Exchange Commission) ayant trait à la déclaration des paiements au gouvernement. À titre d'exemple, la notion d'un seul projet aux fins de la règle peut englober de nombreuses propriétés, des ententes, des investissements, des développements, des phases, des travaux, des activités et des composantes, qui peuvent tous être désignés de façon non officielle sous le nom de « projet ».

							Annexe I
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE DE 2013
							Trois mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire							2013		2012
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)
	Total des produits et autres revenus						8 014		7 533
	Total des charges						6 944		6 181
	Bénéfice avant impôts sur les bénéfices						1 070		1 352
	Impôts sur les bénéfices						272		337
	Bénéfice net						798		1 015
	Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)						0,94		1,20
	Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars)						0,94		1,19
Autres données financières
	Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation						326		316
		Gain/(perte) à la vente d'actifs, après impôts					3		24
		Total de l'actif au 31 mars					33 119		26 511
		Total de la dette au 31 mars					3 928		1 206
		Couverture de l'intérêt par le bénéfice
			(nombre de fois)				175,5		277,9
		Autres obligations à long terme au 31 mars					4 104		3 954
		Capitaux propres au 31 mars					17 023		14 120
		Capitaux utilisés au 31 mars					20 973		15 353
		Rendement du capital moyen utilisé (a)
			(pourcentage)				19,7		24,9
		Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
			Total				102		102
			Par action ordinaire (en dollars)				0,12		0,12
		Millions d'actions ordinaires en circulation
			Au 31 mars				847,6		847,6
			Moyenne - compte tenu d'une dilution				850,6		852,5

(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
PREMIER TRIMESTRE DE 2013
					Trois mois
en millions de dollars canadiens					2013		2012
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période					323		1 045
Bénéfice net					798		1 015
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
	Amortissement et épuisement				185		190
	(Gain) perte à la vente d'actifs				(4)		(29)
	Charge d'impôts futurs et autres				29		48
Variations de l'actif et du passif d'exploitation					(411)		(177)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation					597		1 047
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement					(2 935)		(1 064)
	Produit de la vente d'actifs				8		78
Flux de trésorerie liés aux activités de financement					2 179		(140)

 

					Annexe III
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE DE 2013
					Trois mois
en millions de dollars canadiens					2013		2012
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)
	Secteur amont				300		542
	Secteur aval				478		455
	Produits chimiques				35		35
	Comptes non sectoriels				(15)		(17)
	Bénéfice net				798		1 015
Produits et autres revenus
	Secteur amont				2 154		2 492
	Secteur aval				7 242		6 582
	Produits chimiques				380		426
	Éliminations/Autres				(1 762)		(1 967)
	Total				8 014		7 533
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur amont				857		1 021
	Secteur aval				5 620		5 021
	Produits chimiques				260		314
	Éliminations				(1 762)		(1 970)
	Achats de pétrole brut et de produits				4 975		4 386
Frais de production et fabrication
	Secteur amont				747		591
	Secteur aval				382		341
	Produits chimiques				53		45
	Éliminations				(1)		-
	Frais de production et fabrication				1 181		977
Dépenses en immobilisations et frais d'exploitation
	Secteur amont				2 938		1 145
	Secteur aval				27		23
	Produits chimiques				1		1
	Comptes non sectoriels				10		4
	Dépenses en immobilisations et frais d'exploitation				2 976		1 173
	Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus				23		28

					Annexe IV
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE DE 2013
Données d'exploitation					Trois mois
					2013		2012
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LNG)
(en milliers de barils par jour)
	Cold Lake				164		157
	Syncrude				65		74
	Classique				20		21
	Total de la production de pétrole brut				249		252
	LGN mis en vente				4		4
	Total de la production de pétrole brut et de LGN				253		256
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)					187		198
Production brute en équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)					284		289
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
	Cold Lake				139		118
	Syncrude				63		65
	Classique				15		15
	Total de la production de pétrole brut				217		198
	LGN mis en vente				3		3
	Total de la production de pétrole brut et de LGN				220		201
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)					180		194
Production nette en équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)					250		233
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)					215		209
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)					6		11
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)					150		183
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
	Pétrole brut classique (le baril)				73,52		78,32
	LGN (le baril)				36,53		49,97
	Gaz naturel (le millier de pieds cubes)				3,50		2,36
	Pétrole synthétique (le baril)				95,63		98,41
	Bitume (le baril)				43,63		66,24
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)					430		438
Utilisation de la capacité de raffinage (pourcentage)					85		86
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
	Essence (essence automobile)				207		204
	Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (Distillats)				160		150
	Mazout lourd				28		24
	Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres)				31		35
	Ventes nettes de produits pétroliers				426		413
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)					240		265

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

 

 

									Annexe V
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE DE 2013
									Bénéfice net
			Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)						par action ordinaire
			(en millions de dollars canadiens)						(dollars)
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
Deuxième trimestre			635						0,75
Troisième trimestre			1 040						1,22
Quatrième trimestre			1 076						1,27
Exercice			3 766						4,44
2013
Premier trimestre			798						0,94

 

  

 

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

403-237-2710