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

Pour les trois mois clos le 31 mars 2014

CALGARY, le 1er mai 2014 /CNW/ -

				Premier trimestre
(en millions de dollars, sauf indication contraire)				2014		2013		(%)
Bénéfice net (PCGR des É.-U.)				946		798		19
Bénéfice net par action ordinaire
- après dilution (en dollars)				1,11		0,94		19
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration				1 234		2 976		(59)

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

Les solides résultats enregistrés par l'Impériale au cours du premier trimestre continuent de confirmer la compétitivité de son modèle d'entreprise, lequel inclut l'intégration de la chaîne de valeur complète, du secteur Amont au raffinage, en passant par le marketing des carburants et les produits chimiques. Outre notre concentration sur les principes commerciaux fondamentaux, nous avons également poursuivi la mise à exécution de notre stratégie de croissance du secteur Amont, axée sur l'expansion et l'augmentation graduelle de la production de Kearl et sur le projet Nabiye à Cold Lake.

Le bénéfice du premier trimestre a été de 946 M$ ou 1,11 $ par action, en hausse de 19 % par rapport à la période correspondante de 2013.

La production brute s'est établie en moyenne à 330 000 barils d'équivalent pétrole par jour, en hausse de 46 000 barils par rapport à la même période de 2013, grâce à Kearl essentiellement. Au cours du trimestre, la production moyenne de Kearl a atteint 70 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 50 000 barils), ce qui se rapproche de l'objectif, fixé à 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils). Le débit moyen des raffineries a été de 378 000 barils par jour - 357 000 barils par jour en 2013 - une fois la fermeture de la raffinerie de Dartmouth prise en compte. L'énergie que nous avons consacrée à l'amélioration de la fiabilité s'est traduite par une utilisation de la capacité de raffinage de 90 %, en hausse de 5 % depuis le premier trimestre de 2013. En outre, les ventes de produits pétroliers ont atteint 476 000 barils par jour, en hausse de 12 % par rapport à l'an dernier.

Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration au premier trimestre se sont chiffrés à 1 234 M$. Les investissements ont été consacrés principalement à des projets de croissance dans le secteur Amont, notamment le projet d'expansion de Kearl et le projet Nabiye à Cold Lake, lesquels étaient achevés respectivement à 81 % et à 76 % à la fin du trimestre. Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration ont été entièrement financés par les liquidités disponibles et les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation.

Conformément au processus d'examen de son portefeuille d'actifs solidement établi, une convention de vente de plusieurs actifs de pétrole et de gaz classiques dans l'Ouest canadien a été signée. La transaction, de 855 M$, devrait être finalisée au deuxième trimestre de 2014.

L'Impériale a dévoilé la refonte de sa marque et de son identité, lesquelles reflètent son patrimoine, sa croissance et son potentiel. Un engagement continu à innover, un passé caractérisé par l'excellence opérationnelle et les normes les plus rigoureuses qui soient sont enchâssés dans cette nouvelle identité. Nos normes élevées continueront d'orienter nos décisions dans l'ensemble de nos secteurs d'activité.

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Même après plus d'un siècle d'existence, l'Impériale demeure un acteur majeur de la promotion de la technologie et de l'innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques du Canada de façon respectueuse. Principal raffineur de produits pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut et de gaz naturel, producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la distribution de carburant à l'échelle du pays, notre compagnie continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce dans tous les secteurs d'activité.

Faits saillants du premier trimestre

• Le bénéfice net a été de 946 M$ (1,11 $ par action) sur une base diluée; c'est une hausse de 19 % par rapport aux 798 M$ (0,94 $ par action) du premier trimestre de 2013.
  
  
• La production brute s'est établie en moyenne à 330 000 barils d'équivalent pétrole par jour, en hausse de 46 000 barils par rapport à la période correspondante de 2013, essentiellement en raison de la production de Kearl, qui a débuté au deuxième trimestre de 2013. Les volumes de Cold Lake ont baissé de 10 %, ce qui s'explique principalement par la nature cyclique de l'injection de vapeur et de la production qui s'en suit et par l'impact de plusieurs pannes de courant survenues chez des tiers.
  
  
• Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 378 000 barils par jour - contre 357 000 barils par jour au premier trimestre de 2013 - une fois la fermeture de la raffinerie de Dartmouth prise en compte. L'utilisation de la capacité de raffinage est passée à 90 %, en hausse de 5 % par rapport au premier trimestre de 2013.
  
  
• Les ventes de produits pétroliers ont augmenté de 50 000 barils par jour, pour atteindre 476 000 barils au premier trimestre, ce qui s'inscrit dans la stratégie de la compagnie visant à accroître ses ventes sur les marchés canadiens rentables.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 085 M$, en hausse de 488 M$ par rapport au premier trimestre de 2013, par suite principalement de l'augmentation des bénéfices et des effets du fonds de roulement.
  
  
• Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration, qui se sont chiffrés à 1 234 M$, ont été consacrées principalement aux projets d'expansion de Kearl et de croissance de Nabiye à Cold Lake, dans le secteur Amont. Les dépenses ont été entièrement financées par les liquidités disponibles et les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation au cours du trimestre écoulé.
  
  
• La production de bitume à Kearl a continué d'augmenter durant le trimestre, pour s'établir en moyenne à 70 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 50 000 barils), alors qu'elle était de 52 000 barils (la part de l'Impériale étant de 37 000 barils) au quatrième trimestre de 2013. L'entreprise a poursuivi sa progression en vue d'atteindre l'objectif visé de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils). La production de Kearl est écoulée dans plus de 20 raffineries jusqu'à maintenant.
  
  
• Le projet d'expansion de Kearl progresse à un rythme soutenu. Il était achevé à 81 % à la fin du trimestre. Le projet est en avance sur le calendrier établi, qui prévoyait son démarrage initialement pour la fin de 2015. À terme, la production brute devrait atteindre 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour).
  
  
• Le projet Nabiye à Cold Lake avance bien. Le projet était achevé à 76 % à la fin du trimestre, des mesures ayant été mises en œuvre pour accroître le rendement de l'entrepreneur et atténuer les effets des conditions hivernales rigoureuses. Le démarrage de l'usine, qui devrait produire 40 000 barils par jour à terme, est prévu pour la fin de 2014.
  
  
• La pénétration du marché se poursuit. Des mesures additionnelles ont été prises pour maximiser la valeur de la production et abaisser les coûts de la matière première par l'achat de pétrole brut meilleur marché. Grâce à l'optimisation des oléoducs existants et à l'amélioration de la capacité de déchargement des wagons-citernes, nos raffineries peuvent désormais traiter au complet le brut du centre du continent proposé à prix avantageux. En outre, la construction du terminal de chargement de wagons-citernes d'Edmonton, qui facilitera l'accès au marché du brut, avance comme prévu.
  
  
• Une convention de vente d'actifs de pétrole et de gaz classiques a été signée. Le 17 mars, l'Impériale a annoncé avoir conclu un accord visant à céder à Whitecap Resources Inc. les intérêts qu'elle détient dans des actifs situés à Boundary Lake, Cynthia/West Pembina et Rocky Mountain House (Ouest du Canada), pour la somme de 855 M$. La transaction devrait être clôturée au deuxième trimestre de 2014.
  
  
• Refonte de la marque et de l'identité. La nouvelle identité s'appuie sur l'historique de la compagnie tout en intégrant une représentation dynamique de son ancienne image de marque aux trois étoiles, symbole des normes élevées et de l'intégrité qu'elle défend, de sa volonté d'aller de l'avant et de l'avenir prospère qui s'offre à elle. Ses carburants et lubrifiants de qualité continueront d'être commercialisés sous les marques Esso et Mobil 1 auprès de tous les clients du pays.

Comparaison du premier trimestre de 2014 et du premier trimestre de 2013

Le bénéfice net de la compagnie pour le premier trimestre de 2014 a été de 946 M$ (1,11 $ par action) sur une base diluée, comparativement à 798 M$ (0,94 $ par action) pour la période correspondante de l'année dernière.

Le bénéfice net du secteur Amont au premier trimestre s'est établi à 452 M$, soit 152 M$ de plus que pour la période correspondante de 2013. Ces résultats supérieurs sont essentiellement attribuables à la hausse des prix de vente des hydrocarbures liquides, ce qui a ajouté environ 200 M$, ainsi qu'à l'apport de la production de Kearl et à la hausse des volumes produits à Syncrude, qui totalisent 90 M$. De cette hausse des bénéfices, quelque 85 M$ sont en outre attribuables à la baisse du dollar canadien. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une hausse des redevances d'environ 115 M$, ainsi que par la baisse des volumes produits à Cold Lake (environ 65 M$) et l'augmentation des coûts énergétiques (environ 40 M$).

Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de pétrole brut synthétique était en hausse d'environ 11 % au premier trimestre de 2014 par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Cette hausse s'explique par l'augmentation du prix de référence du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), qui a progressé de 5 %, et par la baisse de la valeur du dollar canadien. Le prix moyen que la compagnie a obtenu pour le bitume en dollars canadiens au premier trimestre était de 65,19 $ le baril contre 43,63 $ le baril au premier trimestre de 2013, l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume s'étant résorbé. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 6,56 $ le millier de pieds cubes au premier trimestre de 2014, était en hausse de 3,06 $ le millier de pieds cubes par rapport à la période correspondante de 2013.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 147 000 barils par jour, en regard de 164 000 barils pour la période correspondante de 2013. Cette baisse est principalement imputable à la nature cyclique de l'injection de vapeur et de la production qui s'en suit et à l'impact de plusieurs pannes de courant survenues chez des tiers.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au premier trimestre s'est élevée à 73 000 barils par jour, contre 65 000 barils pour le premier trimestre de 2013. La hausse de la production résulte de l'amélioration de la fiabilité.

La production brute issue de la mise en valeur initiale de Kearl s'est établie à 70 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 50 000 barils). Au cours du trimestre, la production a continué à progresser, alors que nous nous approchons du niveau de stabilisation, fixé à 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils).

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 22 000 barils par jour au cours du premier trimestre, en regard de 20 000 barils pour la période correspondante de 2013.

La production brute de gaz naturel au premier trimestre de 2014 a été de 205 millions de pieds cubes par jour, contre 187 millions de pieds cubes au cours de la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant ainsi les apports qui ont fait suite à l'acquisition de Celtic (XTO Energy Canada) au premier trimestre de 2013.

Le bénéfice net du secteur Aval a été de 488 M$ au premier trimestre, comparativement à 478 M$ au premier trimestre de 2013. L'augmentation du bénéfice est principalement attribuable à l'amélioration de la fiabilité au premier trimestre 2014, mais elle a été partiellement annulée par la baisse des marges de raffinage.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de 43 M$ au premier trimestre, contre 35 M$ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse des marges sur tous les produits a contribué à cette augmentation.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 37 M$ au premier trimestre, comparativement à un solde négatif de 15 M$ pour la période correspondante de 2013 en raison de modifications apportées aux charges liées à la rémunération à base d'actions.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 085 M$ au cours du premier trimestre, en regard de 597 M$ pour la période correspondante de 2013. Cette hausse est principalement attribuable à l'augmentation du bénéfice et aux effets du fonds de roulement.

Comparaison du premier trimestre de 2014 et du premier trimestre de 2013 (suite)

Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties nettes de 1 143 M$ au cours du premier trimestre, comparativement à 2 935 M$ au cours de la période correspondante de 2013 (y compris 1 602 M$ pour l'acquisition de Celtic). Les acquisitions d'immobilisations corporelles se sont établies à 1 206 M$ au cours du premier trimestre, en regard de 1 345 M$ au cours du trimestre correspondant de 2013. Les dépenses du trimestre ont été axées principalement sur l'avancement du projet d'expansion de Kearl et du projet Nabiye à Cold Lake.

Les flux de trésorerie liés aux activités de financement ont donné lieu à des rentrées nettes de 112 M$ au premier trimestre, comparativement à des sorties nettes de 2 179 M$ au premier trimestre de 2013. Les dividendes payés au premier trimestre de 2014 se sont élevés à 110 M$, soit 8 M$ de plus que pour la période correspondante de 2013. Les dividendes versés au premier trimestre se sont élevés à 0,13 $ par action, contre 0,12 $ en 2013.

Les facteurs susmentionnés ont entraîné une baisse du solde de trésorerie qui, au 31 mars 2014, s'établissait à 102 M$ contre 272 M$ à la fin de 2013.

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 à 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 les lecteurs sont prévenus de ne pas accorder une confiance indue à ces énoncés.

Le terme « projet » tel qu'il est utilisé dans ce rapport peut renvoyer à toute une gamme d'activités différentes et n'a pas nécessairement le même sens que celui qu'on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.

 

									Annexe I
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2014
							Trois mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire							2014		2013
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et autres revenus							9 226		8 014
Total des charges							7 966		6 944
Bénéfices avant impôts sur les bénéfices							1 260		1 070
Impôts sur les bénéfices							314		272
Bénéfice net							946		798
Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)							1,12		0,94
Bénéfice net par action ordinaire - après dilution (en dollars)							1,11		0,94
Autres données financières
Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation							370		326
Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts							16		3
Total de l'actif au 31 mars							38 745		33 119
Total de la dette au 31 mars							6 285		3 928
Couverture de l'intérêt par le bénéfice
(nombre de fois)							49,8		175,5
Autres obligations à long terme au 31 mars							3 114		4 104
Capitaux propres au 31 mars							20 361		17 023
Capitaux utilisés au 31 mars							26 669		20 973
Rendement du capital moyen utilisé (a)
(pourcentage)							12,0		19,7
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total							110		102
Par action ordinaire (en dollars)							0,13		0,12
Millions d'actions ordinaires en circulation
Au 31 mars							847,6		847,6
Moyenne - après dilution							850,5		850,6

(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 2014
							Trois mois
en millions de dollars canadiens							2014		2013
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin du trimestre							102		323
Bénéfice net							946		798
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
	Amortissement et épuisement						280		185
	(Gain) perte à la vente d'actifs						(20)		(4)
	Charge d'impôts futurs et autres						5		29
Variations de l'actif et du passif d'exploitation							(126)		(411)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation							1 085		597
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement							(1 143)		(2 935)
	Produits associés à la vente d'actifs						75		8
Flux de trésorerie liés aux activités de financement							(112)		2 179

									Annexe III
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2014
							Trois mois
en millions de dollars canadiens							2014		2013
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
	Secteur Amont						452		300
	Secteur Aval						488		478
	Produits chimiques						43		35
	Comptes non sectoriels						(37)		(15)
	Bénéfice net						946		798
Produits et autres revenus
	Secteur Amont						3 278		2 154
	Secteur Aval						7 088		7 242
	Produits chimiques						458		380
	Éliminations/Autres						(1 598)		(1 762)
	Total						9 226		8 014
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur Amont						1 405		857
	Secteur Aval						5 416		5 620
	Produits chimiques						319		260
	Éliminations						(1 598)		(1 762)
	Achats de pétrole brut et de produits						5 542		4 975
Frais de production et de fabrication
	Secteur Amont						1 029		747
	Secteur Aval						386		382
	Produits chimiques						61		53
	Éliminations						-		(1)
	Frais de production et de fabrication						1 476		1 181
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
	Secteur Amont						1 163		2 938
	Secteur Aval						48		27
	Produits chimiques						2		1
	Comptes non sectoriels						21		10
	Dépenses en immobilisations et frais d'exploration						1 234		2 976
	Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus						21		23

									Annexe IV
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2014
Données d'exploitation							Trois mois
							2014		2013
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Cold Lake							147		164
Syncrude							73		65
Kearl							50		-
Classique							22		20
Total de la production de pétrole brut							292		249
LGN mis en vente							4		4
Total de la production de pétrole brut et de LGN							296		253
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)							205		187
Production brute d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)							330		284
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
Cold Lake							113		139
Syncrude							69		63
Kearl							47		-
Classique							18		15
Total de la production de pétrole brut							247		217
LGN mis en vente							3		3
Total de la production de pétrole brut et de LGN							250		220
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)							182		180
Production nette d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)							281		250
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)							197		215
Ventes de brut fluidifié de Kearl  (en milliers de barils par jour)							60		-
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)							10		6
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)							173		150
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril)							71,69		73,52
Prix touché pour les LGN (le baril)							66,28		36,53
Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes)							6,56		3,50
Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril)							106,50		95,63
Prix touché pour le bitume (le baril)							65,19		43,63
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)							378		430
Débit ajusté des raffineries (b) (en milliers de barils par jour)							378		357
Utilisation de la capacité de raffinage (c) (en pourcentage)							90		85
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence (essence automobile)							232		207
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats)							190		160
Mazout lourd							20		28
Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres)							34		31
Ventes nettes de produits pétroliers							476		426
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)							230		240

(a)	Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille barils
(b)	Les activités ont cessé le 16 septembre 2013 à la raffinerie de Dartmouth. Au premier trimestre 2013, le débit des raffineries a été ajusté en vue 'exclure les volumes traités par la raffinerie de Dartmouth, et ce afin de faciliter la comparaison avec le premier trimestre 2014.
(c)	L'utilisation de la capacité est calculée en fonction du nombre de jours durant lesquels les raffineries ont été exploitées comme telles.

									Annexe V
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2014
							Bénéfice net
			Bénéfice net (PCGR des États-Unis)				par action ordinaire
			(en millions de dollars canadiens)				(en dollars)
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
Deuxième trimestre			327						0,39
Troisième trimestre			647						0,76
Quatrième trimestre			1 056						1,25
Exercice			2 828						3,34
2014
Premier trimestre			946						1,12

 

 

 

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

403-237-2710