L'Impériale déclare ses résultats financiers et d'exploitation estimatifs du premier trimestre English
Pour les trois mois clos le 31 mars 2015
CALGARY, le 30 avril 2015 /CNW/ -
| Premier trimestre |
|||
| (en millions de dollars, sauf indication contraire) |
2015 |
2014 |
% |
| Bénéfice net (PCGR des États-Unis) |
421 |
946 |
(55) |
| Bénéfice net par action ordinaire |
|||
| - compte tenu d'une dilution (en dollars) |
0,50 |
1,11 |
(55) |
| Dépenses en immobilisations et frais d'exploration |
1 050 |
1 234 |
(15) |
Rich Kruger, président du Conseil, président et chef de la direction, a commenté comme suit :
Les résultats de l'Impériale au premier trimestre soulignent l'attention rigoureuse que nous accordons à l'excellence opérationnelle, la solidité de notre modèle commercial intégré et notre aptitude à afficher des résultats financiers impressionnants dans diverses conditions du marché. Parmi les points saillants, il convient de mentionner une augmentation significative des volumes de production de Kearl, la production initiale du projet Nabiye à Cold Lake, le débit soutenu des raffineries ainsi que d'imports efforts en vue de réaliser des économies de coûts substantielles dans le contexte commercial actuel.
Le bénéfice au premier trimestre s'est élevé à 421 M$, ou 0,50 $ par action, soit une diminution de 55 % par rapport à la période correspondante en 2014, attribuable principalement à une chute de plus de 50 % des prix du pétrole brut au niveau mondial, laquelle a été en partie atténuée par une solide performance opérationnelle.
La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 333 000 barils par jour, en hausse de 3 000 barils par rapport à au premier trimestre 2014. En excluant l'incidence de la cession d'actifs classiques en 2014, la production totale a enregistré une hausse 6 %, ou de 18 000 barils par jour. Grâce à la fiabilité améliorée de l'usine, la production moyenne de Kearl a atteint 95 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 67 000 barils par jour) au cours du trimestre, une hausse significative par rapport à la même période de 2014 et au quatrième trimestre de 2014.
Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 393 000 barils par jour, en hausse de 15 000 barils par jour par rapport à la même période de 2014. La capacité de raffinage a été utilisée en moyenne à 93 %, soit une hausse de 3 %, grâce à l'attention constante accordée à la fiabilité.
Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration au premier trimestre ont totalisé 1 050 M$, en baisse de près de 200 M$ par rapport à 2014, les projets d'expansion des projets de Kearl et de Cold Lake Nabiye arrivés presqu'à terme.
Pour faire face au contexte commercial actuel, l'Impériale a pris un certain nombre de mesures, parmi lesquelles une sélectivité accrue des investissements dans de nouveaux projets d'immobilisation, un examen rigoureux de toutes les dépenses d'exploitation et le renforcement de la collaboration avec nos fournisseurs et nos entrepreneurs afin d'améliorer la rentabilité et la productivité. Notre vaste approche orientée sur les résultats renforce notre résilience, tout en s'assurant que la compagnie reste bien placée pour réaliser ses objectifs à long terme. Par dessus tout, nous continuons de mettre l'accent sur une valeur supérieure à long terme pour les actionnaires, quel que soit le contexte commercial dans lequel nous évoluons.
Faits saillants du premier trimestre
- Le bénéfice net a été de 421 M$ ou 0,50 $ par action sur une base diluée, en baisse de 55 % comparativement aux 946 M$ ou 1,11 $ par action au cours du premier trimestre de 2014. Cette baisse est largement attribuable à une chute de plus de 50 % des prix du pétrole brut au niveau mondial, en partie atténués par une solide performance opérationnelle.
- La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 333 000 barils, en hausse de 3 000 barils par rapport au premier trimestre 2014. En excluant l'incidence de la cession d'actifs classiques en 2014, la production a enregistré une hausse de 6 %.
- Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 393 000 barils par jour, en hausse de 15 000 barils par jour par rapport à la même période de 2014. Témoignant de notre solidité opérationnelle continue, la capacité de raffinage a été utilisée en moyenne à 93 %, en hausse de 3 % par rapport à la période correspondante en 2014.
- Les ventes de produits pétroliers ont totalisé en moyenne 474 000 barils par jour au premier trimestre, restant essentiellement inchangées par rapport à la période correspondante en 2014. La compagnie continues de rechercher activement des occasions de croissance sur les marchés canadiens rentables.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 281 M$, soit une baisse de 804 M$ par rapport au premier trimestre de 2014, principalement attribuable à la baisse du bénéfice et aux effets du fonds de roulement.
- Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration de 1 050 M$, en baisse de près de 200 M$ par rapport à 2014, ont été consacrées principalement aux projets d'expansion de Kearl et de croissance du secteur Amont de Nabiye à Cold Lake.
- La production de bitume de Kearl s'est élevée en moyenne à 95 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 67 000 barils), contre 70 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 50 000 barils) au cours du premier trimestre de 2014. Les trois trains de traitement ont fonctionné simultanément à la capacité nominale. La centrale de cogénération de 85 mégawatts de Kearl a été mise en service et synchronisée avec le réseau électrique de l'Alberta au début du trimestre. L'énergie produite par cette centrale permettra de réduire les coûts énergétiques, d'améliorer la fiabilité et de réduire les émissions de gaz à effet de serre.
- La mise en service du projet d'expansion de Kearl a continué d'avancer, avec une date de démarrage prévue autour de la mi-2015. Ce projet devrait permettre de produire environ 110 000 barils de bitume par jour avant redevances (la quote-part de la compagnie s'élevant à environ 78 000 barils), l'augmentation de la production profitant des leçons tirées de la mise en valeur initiale de Kearl.
- La production de bitume du projet Nabiye à Cold Lake a démarré comme prévu au cours du trimestre. Après l'adjonction de vapeur initiale dans le réservoir en janvier, la production de bitume a débuté en fin de février, totalisant en moyenne 12 000 barils par jour en mars (4 000 barils au cours du trimestre). La production devrait atteindre environ 40 000 barils par jour, avant redevances, d'ici la fin de 2015. L'usine de cogénération Nabiye a également été mise en service au cours du trimestre; elle fournira 150 mégawatts d'énergie au réseau électrique de l'Alberta.
- Les activités de mise en service et de démarrage du terminal de chargement de wagons-citernes d'Edmonton ont progressé. Le premier train a été chargé à la fin d'avril. Parmi d'autres initiatives, le terminal, une co-entreprise exploitée par Kinder Morgan, assurera l'accès aux marchés les plus prometteurs de brut de concession et continuera d'approvisionner les raffineries de la compagnie en charge d'alimentation à un coût avantageux.
- L'Impériale annonce la construction d'un nouveau Centre de recherche sur les sables pétrolifères au sud-est de Calgary. Le centre de recherche améliorera les capacités de l'Impériale pour la mise au point de technologies de récupération des ressources de prochaine génération (et des technologies associées) dans le but d'exploiter les sables pétrolifères de façon responsable. L'occupation complète du centre, situé à Quarry Park, près du nouveau siège social de la compagnie, est prévue pour 2017.
- Don de 1 M$ pour soutenir la croissance de Women Building Futures. Le financement, qui doit s'étaler sur cinq ans, permettra à l'organisme de poursuivre la formation des femmes souhaitant faire carrière dans le secteur énergétique. L'Impériale collabore avec Women Building Futures, une initiative financée conjointement par le gouvernement et les industriels, depuis 2008 afin de soutenir les programmes de formation des femmes aux postes d'opératrices d'équipement lourd. De nombreuses femmes ayant suivi la formation ont ensuite été embauchées sur le site d'exploitation de sables pétrolifères de Kearl.
Comparaison du premier trimestre de 2015 et du premier trimestre de 2014
Le bénéfice net de la compagnie pour le premier trimestre de 2015 a été de 421 M$ ou 0,50 $ par action sur une base diluée, comparativement à 946 M$ ou 1,11 $ par action pour la même période de l'année dernière.
Le segment Amont a enregistré une perte nette au premier trimestre de 189 M$, comparativement à un bénéfice de 452 M$ au cours de la même période en 2014. Les résultats du premier trimestre 2015 reflètent les répercussions de la baisse du prix touché pour le pétrole brut et le gaz naturel à hauteur d'environ 1 100 M$. Ces résultats ont été en partie annulés par la baisse des redevances d'environ 200 M$, les effets de change d'un dollar canadien plus faible d'environ 160 M$, une hausse des volumes de Kearl et Cold Lake d'environ 60 M$ et une diminution des coûts énergétiques d'environ 60 M$.
Le West Texas Intermediate (WTI), prix de référence du pétrole brut en dollars US sur le marché nord-américain, a reculé de 51 % par rapport au premier trimestre de 2014. Le prix touché en dollars canadiens par la compagnie au premier trimestre 2015 pour le pétrole brut synthétique et le bitume était de 55,81 $ et 27,40 $ le baril, en baisse de 48 et 58 % respectivement, en raison des effets de change d'un dollar canadien plus faible et de l'augmentation des écarts de prix entre les bruts légers et lourds par rapport à la même période en 2014. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 3,15 $ le millier de pieds cubes au cours du premier trimestre de 2015, était en baisse de 3,41 $ le millier de pieds cubes par rapport à la même période de 2014.
La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 152 000 barils par jour, en hausse comparativement aux 147 000 barils produits à la même période en 2014. L'augmentation du volume de 4 000 barils par jour a été réalisée avec la production initiale au premier trimestre 2015 du projet Nabiye.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au premier trimestre s'est élevée à 73 000 barils par jour, inchangée par rapport au premier trimestre de 2014.
La production brute dans le cadre de la mise en valeur initiale de Kearl s'est établie à 95 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 67 000 barils), contre 70 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 50 000 barils) au cours du premier trimestre de 2014 en raison de l'amélioration de la fiabilité
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 15 000 barils par jour au cours du premier trimestre, en regard de 22 000 barils pour la période correspondante de 2014. La baisse du volume de production découlait essentiellement de l'impact de la cession de biens au cours du premier semestre de 2014.
La production brute de gaz naturel du premier trimestre de 2015 a été de 146 millions de pieds cubes par jour, en baisse comparativement à 205 millions de pieds cubes par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant l'incidence des biens cédés au cours du premier semestre de 2014.
Le bénéfice net du secteur Aval a été de 565 M$ au premier trimestre, comparativement à 488 M$ au premier trimestre de 2014. L'augmentation des résultats est principalement attribuable à la hausse des marges de commercialisation et à un gain d'environ 17 M$ provenant de la vente d'immobilisations au premier trimestre 2015. Ces résultats sont toutefois en partie atténués par la baisse des marges de raffinage.
Le bénéfice net de la division des Produits chimiques a été de 66 M$ au premier trimestre, en hausse de 23 M$ par rapport à la même période en 2014, en raison principalement des fortes marges sur les ventes de polyéthylène.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 21 M$ au premier trimestre, comparativement à un solde négatif de 37 M$ pour la période correspondante de 2014 en raison 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 281 M$ au cours du premier trimestre, comparativement à 1 085 M$ pour la période correspondante de 2014. 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 1 002 M$ au cours du premier trimestre, comparativement à 1 143 M$ au cours de la période correspondante de 2014. Les acquisitions d'immobilisations corporelles se sont établies à 1 011 M$ au cours du premier trimestre, en regard de 1 206 M$ au cours du trimestre correspondant de 2014. Les dépenses au cours du premier trimestre ont été consacrées principalement aux projets d'expansion de Kearl et de croissance de Nabiye à Cold Lake.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement ont donné lieu à des rentrées nettes de 566 M$ au premier trimestre, comparativement à des sorties nettes de 112 M$ au premier trimestre de 2014. Pour financer ses activités d'exploitation ordinaire et ses projets d'immobilisation, la compagnie a augmenté sa dette à long terme de 717 M$ via son établissement de crédit au cours du premier trimestre. Les dividendes payés au premier trimestre de 2015 se sont élevés à 110 M$, un montant inchangé par rapport à la période correspondante de 2014. Les dividendes au premier trimestre se sont élevés à 0,13 $, comme à la même période de 2014.
Les facteurs susmentionnés ont entraîné une baisse du solde de trésorerie de la compagnie qui, au 31 mars 2015, s'établissait à 60 M$ contre 215 M$ à la fin de 2014.
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 prévisionnels 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 la Pétrolière Impériale. Les résultats réels de la Pétrolière Impériale peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prévisionnels, et les lecteurs sont avisés de ne pas s'y fier aveuglément.
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 2015 |
||||||||
| Trois mois |
||||||||
| en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2015 |
2014 |
||||||
| Bénéfice net (PCGR des États-Unis) |
||||||||
| Total des produits et des autres revenus |
6 203 |
9 226 |
||||||
| Total des dépenses |
5 642 |
7 966 |
||||||
| Bénéfice avant impôts sur les bénéfices |
561 |
1 260 |
||||||
| Impôts sur les bénéfices |
140 |
314 |
||||||
| Bénéfice net |
421 |
946 |
||||||
| Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) |
0,50 |
1,12 |
||||||
| Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars) |
0,50 |
1,11 |
||||||
| Autres données financières |
||||||||
| Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation |
377 |
370 |
||||||
| Gain/(perte) à la vente d'actifs, après impôts |
23 |
16 |
||||||
| Total de l'actif au 31 mars |
41 608 |
38 745 |
||||||
| Total de la dette au 31 mars |
7 548 |
6 285 |
||||||
| Couverture de l'intérêt par le bénéfice |
||||||||
| (nombre de fois) |
51,7 |
49,8 |
||||||
| Autres obligations à long terme au 31 mars |
3 784 |
3 114 |
||||||
| Capitaux propres au 31 mars |
22 707 |
20 361 |
||||||
| Capitaux utilisés au 31 mars |
30 276 |
26 669 |
||||||
| Rendement du capital moyen utilisé (a) |
||||||||
| (pour cent) |
11,3 |
12,0 |
||||||
| Dividendes déclarés sur les actions ordinaires |
||||||||
| Total |
110 |
110 |
||||||
| Par action ordinaire (en dollars) |
0,13 |
0,13 |
||||||
| Millions d'actions ordinaires en circulation |
||||||||
| Au 31 mars |
847,6 |
847,6 |
||||||
| Moyenne - compte tenu d'une dilution |
850,5 |
850,5 |
||||||
| (a) |
Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net, coûts de financement après impôts non déduits, |
| Annexe II |
|||||||
| COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
|||||||
| PREMIER TRIMESTRE 2015 |
|||||||
| Trois mois |
|||||||
| en millions de dollars canadiens |
2015 |
2014 |
|||||
| Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin du trimestre |
60 |
102 |
|||||
| Bénéfice net |
421 |
946 |
|||||
| Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie : |
|||||||
| Amortissement et épuisement |
317 |
280 |
|||||
| (Gain)/perte à la vente d'actifs |
(26) |
(20) |
|||||
| Charge d'impôts futurs et autres |
18 |
5 |
|||||
| Variations de l'actif et du passif d'exploitation |
(449) |
(126) |
|||||
| FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION |
281 |
1 085 |
|||||
| FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT |
(1 002) |
(1 143) |
|||||
| Produits associés à la vente d'actifs |
25 |
75 |
|||||
| FLUX DE TRÉSORERIE LIÉS AUX ACTIVITÉS DE FINANCEMENT |
566 |
(112) |
|||||
| Annexe III |
|||||||
| COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
|||||||
| PREMIER TRIMESTRE 2015 |
|||||||
| Trois mois |
|||||||
| en millions de dollars canadiens |
2015 |
2014 |
|||||
| Bénéfice net (PCGR des États-Unis) |
|||||||
| Secteur Amont |
(189) |
452 |
|||||
| Secteur Aval |
565 |
488 |
|||||
| Produits chimiques |
66 |
43 |
|||||
| Comptes non sectoriels et autres |
(21) |
(37) |
|||||
| Bénéfice net |
421 |
946 |
|||||
| Produits et autres revenus |
|||||||
| Secteur Amont |
1 812 |
3 278 |
|||||
| Secteur Aval |
4 955 |
7 088 |
|||||
| Produits chimiques |
349 |
458 |
|||||
| Éliminations/Autres |
(913) |
(1 598) |
|||||
| Total |
6 203 |
9 226 |
|||||
| Achats de pétrole brut et de produits |
|||||||
| Secteur Amont |
838 |
1 405 |
|||||
| Secteur Aval |
3 195 |
5 416 |
|||||
| Produits chimiques |
182 |
319 |
|||||
| Éliminations |
(910) |
(1 598) |
|||||
| Achats de pétrole brut et de produits |
3 305 |
5 542 |
|||||
| Frais de production et de fabrication |
|||||||
| Secteur Amont |
950 |
1 029 |
|||||
| Secteur Aval |
356 |
386 |
|||||
| Produits chimiques |
53 |
61 |
|||||
| Éliminations |
- |
- |
|||||
| Frais de production et de fabrication |
1 359 |
1 476 |
|||||
| Dépenses en immobilisations et frais d'exploration |
|||||||
| Secteur Amont |
890 |
1 163 |
|||||
| Secteur Aval |
125 |
48 |
|||||
| Produits chimiques |
12 |
2 |
|||||
| Comptes non sectoriels et autres |
23 |
21 |
|||||
| Dépenses en immobilisations et frais d'exploration |
1 050 |
1 234 |
|||||
| Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus |
17 |
21 |
|||||
| Annexe IV |
|||||||
| COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
|||||||
| PREMIER TRIMESTRE 2015 |
|||||||
| Données d'exploitation |
Trois mois |
||||||
| 2015 |
2014 |
||||||
| Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN) |
|||||||
| (en milliers de barils par jour) |
|||||||
| Cold Lake |
152 |
147 |
|||||
| Syncrude |
73 |
73 |
|||||
| Kearl |
67 |
50 |
|||||
| Classique |
15 |
22 |
|||||
| Total de la production de pétrole brut |
307 |
292 |
|||||
| LGN mis en vente |
2 |
4 |
|||||
| Total de la production de pétrole brut et de LGN |
309 |
296 |
|||||
| Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
146 |
205 |
|||||
| Production brute d'équivalent pétrole (a) |
|||||||
| (en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) |
333 |
330 |
|||||
| Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour) |
|||||||
| Cold Lake |
139 |
113 |
|||||
| Syncrude |
69 |
69 |
|||||
| Kearl |
66 |
47 |
|||||
| Classique |
15 |
18 |
|||||
| Total de la production de pétrole brut |
289 |
247 |
|||||
| LGN mis en vente |
1 |
3 |
|||||
| Total de la production de pétrole brut et de LGN |
290 |
250 |
|||||
| Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
143 |
182 |
|||||
| Production nette d'équivalent pétrole (a) |
|||||||
| (en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) |
314 |
281 |
|||||
| Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) |
207 |
197 |
|||||
| Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour) |
82 |
60 |
|||||
| Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) |
6 |
10 |
|||||
| Prix de vente moyens (en dollars canadiens) |
|||||||
| Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril) |
27,21 |
71,69 |
|||||
| Prix touché pour les LGN (le baril) |
25,12 |
66,28 |
|||||
| Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes) |
3,15 |
6,56 |
|||||
| Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril) |
55,81 |
106,50 |
|||||
| Prix touché pour le bitume (le baril) |
27,40 |
65,19 |
|||||
| Débit des raffineries (en milliers de barils par jour) |
393 |
378 |
|||||
| Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) |
93 |
90 |
|||||
| Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour) |
|||||||
| Essence (essence automobile) |
234 |
232 |
|||||
| Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats) |
187 |
190 |
|||||
| Mazout lourd |
19 |
20 |
|||||
| Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres) |
34 |
34 |
|||||
| Ventes nettes de produits pétroliers |
474 |
476 |
|||||
| Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes) |
225 |
230 |
|||||
| (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 2015 |
|||||||||
| Bénéfice net par |
|||||||||
| Bénéfice net (PCGR des États-Unis) |
action ordinaire - résultat dilué |
||||||||
| (en millions de dollars canadiens) |
(dollars) |
||||||||
| 2011 |
|||||||||
| Premier trimestre |
781 |
0,91 |
|||||||
| Deuxième trimestre |
726 |
0,85 |
|||||||
| Troisième trimestre |
859 |
1,01 |
|||||||
| Quatrième trimestre |
1 005 |
1,18 |
|||||||
| Exercice |
3 371 |
3,95 |
|||||||
| 2012 |
|||||||||
| Premier trimestre |
1 015 |
1,19 |
|||||||
| Deuxième trimestre |
635 |
0,75 |
|||||||
| Troisième trimestre |
1 040 |
1,22 |
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| Quatrième trimestre |
1 076 |
1,26 |
|||||||
| Exercice |
3 766 |
4,42 |
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| 2013 |
|||||||||
| Premier trimestre |
798 |
0,94 |
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| Deuxième trimestre |
327 |
0,38 |
|||||||
| Troisième trimestre |
647 |
0,76 |
|||||||
| Quatrième trimestre |
1 056 |
1,24 |
|||||||
| Exercice |
2 828 |
3,32 |
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| 2014 |
|||||||||
| Premier trimestre |
946 |
1,11 |
|||||||
| Deuxième trimestre |
1 232 |
1,45 |
|||||||
| Troisième trimestre |
936 |
1,10 |
|||||||
| Quatrième trimestre |
671 |
0,79 |
|||||||
| Exercice |
3 785 |
4,45 |
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| 2015 |
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| Premier trimestre |
421 |
0,50 |
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Même après plus d'un siècle d'existence, l'Impériale demeure un acteur majeur dans 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.
SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée
(587) 476-7010
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