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

CALGARY, le 31 oct. 2013 /CNW/ -

				Troisième trimestre									Neuf mois
(en millions de dollars, sauf indication contraire)				2013			2012			%			2013			2012			%
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)				647			1 040			(38)			1 772			2 690			(34)
Bénéfice net par action ordinaire
	- compte tenu d'une dilution (en dollars)			0,76			1,22			(38)			2,08			3,16			(34)
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration				1 840			1 409			31			6 453			3 890			66

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

Au cours du trimestre, la Pétrolière Impériale a continué de mettre l'accent sur la performance opérationnelle de ses activités de base tout en continuant de faire avancer les projets de croissance du secteur amont. Les trois trains de traitement par moussage paraffinique exclusifs sont opérationnels à notre projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl de calibre mondial, et le bitume dilué provenant de Kearl est traité avec succès dans les raffineries de l'Impériale et d'ExxonMobil. La production continue d'augmenter graduellement à mesure que nous synchronisons davantage les installations et que nous apporton des améliorations continues à la fiabilité de l'équipement en prévision de notre première saison d'exploitation en hiver. Nous prévoyons atteindre une production de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale s'élevant à 78 000 barils par jour) avant la fin de l'année.

Le bénéfice pour le troisième trimestre s'est élevé à 647 M$, comparativement à 1 040 M$ pour la période correspondante de 2012.

La production brute s'est établie en moyenne à 288 000 barils d'équivalent pétrole par jour (88 % de liquides), en hausse de 3 000 barils par jour par rapport à la même période de 2012. Les travaux d'entretien systématique à Syncrude ont fait baisser les volumes au cours du trimestre d'environ 21 000 barils par jour. Le débit des raffineries s'est établi à 451 000 barils par jour essentiellement inchangé par rapport au troisième trimestre de 2012.

Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration, au troisième trimestre se sont chiffrés à 1 840 M$. Les investissements ont été consacrés à des projets de croissance dans le secteur amont, notamment le projet d'expansion de Kearl et le projet Nabiye à Cold Lake, lesquels étaient achevés à 58 % et à 59 % respectivement à la fin du trimestre, et le projet d'acquisition de la concession de sables pétrolifères de Clyden pour la somme de 206 M$.

Au troisième trimestre, des mesures clés ont été prises pour accroître la rentabilité de nos actifs. Comme il avait été prévu, les opérations de raffinage ont été discontinuées à Dartmouth et des progrès ont été réalisés vers sa reconversion en dépôt. En outre, nous avons lancé la commercialisation de trois gisements de production de pétrole et de gaz classiques arrivés à maturité dans l'Ouest canadien.

Notre objectif primordial demeure d'offrir une valeur supérieure à long terme à nos actionnaires. Nos priorités continueront d'être axées sur l'optimisation de la valeur de nos actifs grâce à l'intégration de la chaîne de valeur, à des synergies, à une stratégie d'investissement rigoureuse et à la gestion des coûts. Avant tout, notre engagement envers la sécurité, l'intégrité opérationnelle et la croissance responsable demeure inébranlable.

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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 troisième trimestre

• Le bénéfice net a été de 647 M$ ou 0,76 $ par action sur une base diluée, comparativement à 1 040 M$ ou 1,22 $ par action au troisième trimestre de 2012. La baisse du bénéfice est essentiellement attribuable à une baisse importante marges de raffinage.
  
  
• La production s'est établie en moyenne à 288 000 barils d'équivalent pétrole par jour, en légère hausse par rapport à 2012, la production découlant du démarrage du projet de Kearl et de l'acquisition de Celtic (XTO Energy Canada) ayant compensé amplement l'impact des travaux d'entretien systématique à Syncrude et le déclin naturel des gisements classiques.
  
  
• Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 451 000 barils par jour au troisième trimestre, essentiellement inchangé par rapport à la même période de 2012.
  
  
• Les dépenses en immobilisations, qui se sont élevées à 1 840 M$, ont été consacrées principalement à des projets de croissance dans le secteur amont, notamment le projet d'expansion de Kearl et le projet Nabiye à Cold Lake, ainsi qu'à l'acquisition de la concession de sables pétrolifères de Clyden.
  
  
• La production de bitume à Kearl a continué d'augmenter graduellement, la production brute s'étant établie en moyenne à 33 000 barils par jour au cours du trimestre. La production brute moyenne s'est établie à 11 000, 43 000 et 45 000 barils par jour en juillet, août et septembre, respectivement. L'usine a été fermée du 22 septembre au 8 octobre pour apporter des améliorations étaient continues à la fiabilité de l'équipement et pour préparer les installations aux défis potentiels que pourrait apporter le climat lors de notre première saison d'exploitation en hiver. Après la réouverture de l'usine, le débit s'est établi en moyenne à 80 000 barils par jour, avec une production actuelle de 100 000 barils par jour. Les trois trains de traitement par moussage paraffinique sont maintenant opérationnels et fonctionnent à la capacité nominale. Le bitume dilué est traité avec succès dans trois raffineries de l'Impériale et d'ExxonMobil, et au cours du quatrième trimestre, les ventes à des parties non liées ont débuté. Nous comptons atteindre un niveau de production de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour) sera atteint avant la fin de l'année.
  
  
• Le projet d'expansion de Kearl avance conformément au plan. Le projet est achevé à 58 % et demeure conforme au calendrier établi pour sa mise en œuvre en 2015; nous comptons atteindre une production brute de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour). Les enseignements tirés de la mise en valeur initiale de Kearl sont intégrés proactivement à tous les aspects du projet d'expansion.
  
  
• Le projet Nabiye à Cold Lake avance conformément aux délais prévus. Le projet était achevé à 59 % à la fin du trimestre et progresse dans les délais, le démarrage étant prévu vers la fin de 2014, avec une production projetée de 40 000 barils par jour.
  
  
• La concession de sables pétrolifères de Clyden a été acquise pour la somme de 206 M$. Le 16 août dernier, l'Impériale (27,5 %) et ExxonMobil Canada (72,5 %) ont fait l'acquisition de la participation de ConocoPhillips dans la concession de sables pétrolifères de Clyden, située à 150 kilomètres au sud de Fort McMurray, en Alberta. Cette concession de 226 000 acres brutes se trouve près de la concession de Corner de l'Impériale et se prête bien aux techniques de récupération in situ.
  
  
• Les activités ont été interrompues le 16 septembre à la raffinerie de Dartmouth comme il avait été prévu. Cela marquait la fin de la première étape de la transformation en dépôt de carburant. L'Impériale continue d'approvisionner ce marché en produits raffinés.
  
  
• La commercialisation de trois gisements de production classiques arrivés à maturité a débuté. Il s'agit des installations de Boundary Lake, Pembina et Rocky Mountain House. Leur production combinée s'est élevée à près de 15 000 barils d'équivalent pétrole par jour au cours du premier semestre de 2013, le pétrole et le gaz comptant chacun pour la moitié de la production.
  
  
• La description du projet d'exploration de la mer de Beaufort (25 % l'Impériale) a été déposée auprès du Comité d'examen environnemental préalable inuvialuit et de l'Office national de l'énergie par les associés de la coentreprise, mettant en branle le processus formel d'examen réglementaire du projet. Aucune décision en matière d'investissement n'a été prise pour le moment.
  
  
• La Fondation de la Pétrolière Impériale a fait un don de 150 000 $ au Programme d'orientation des patients autochtones de l'Hôpital général de Vancouver. Cette contribution permettra d'améliorer l'accès aux services de santé dans les communautés autochtones et aidera à surmonter les différences culturelles et les obstacles linguistiques.

Comparaison des troisièmes trimestres de 2013 et de 2012

Le bénéfice net de la compagnie pour le troisième trimestre de 2013 a été de 647 M$ ou 0,76 $ par action sur une base diluée, comparativement à 1 040 M$ ou 1,22 $ par action pour la même période de l'exercice précédent.

Le bénéfice net du secteur amont du troisième trimestre s'est établi à 604 M$, en hausse de 106 M$ par rapport à la période correspondante de 2012. Ces résultats supérieurs sont essentiellement attribuables aux prix plus élevés obtenus pour les liquides, ce qui a ajouté environ 350 M$. Ces résultats ont été partiellement annulés par la diminution de la production et la hausse des coûts à Syncrude, en raison surtout d'activités d'entretien systématique qui ont totalisé environ 150 M$ et de redevances plus élevés d'environ 85 M$.

L'écart entre les prix du Brent, brut de référence courant sur les marchés pétroliers de la côte Atlantique, et du West Texas Intermediate (WTI), brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain, s'est rétréci pour se limiter à 4,54 $ le baril en dollars américains au troisième trimestre de 2013, comparativement à 17,37 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Pendant que les remises sur le WTI diminuaient, les prix moyens en dollars canadiens obtenus par la compagnie sur les ventes de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique augmentaient d'environ 21 % et 26 %, respectivement. Le prix moyen en dollars canadiens obtenu pour le bitume au troisième trimestre de 2013 a en outre augmenté d'environ 36 %, passant à 81,21 $ le baril du fait du rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, qui s'est établi à 2,66 $ le millier de pieds cubes au troisième trimestre de 2013, était en hausse d'environ 0,48 $ par rapport à la même période de 2012. Le rétrécissement important de l'écart entre le prix du Brent et le prix du WTI a toutefois eu une incidence défavorable sur les marges de raffinage et les bénéfices du secteur aval.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 147 000 barils par jour contre 152 000 pour la même période de l'exercice précédent. La baisse des volumes est surtout attribuable à la nature cyclique de l'utilisation de vapeur et des processus de production associés à Cold Lake.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au troisième trimestre s'est élevée à 57 000 barils par jour contre 78 000 au troisième trimestre de 2012. Les travaux d'entretien systématique ont été menés à terme, et l'unité de cokéfaction est revenue à la normale au cours du trimestre.

La quote-part de la compagnie dans la production brute dans le cadre de la mise en valeur initiale de Kearl s'est établie à 23 000 barils par jour. Tout au long du trimestre, nous avons continué d'apporter des améliorations à la fiabilité de l'équipement. La production continue de progresser et devrait atteindre 110 000 barils bruts par jour avant la fin de l'année. Comme il a été annoncé, les ventes de bitume dilué ont débuté au cours du troisième trimestre, le bitume dilué provenant de Kearl étant traité dans les raffineries de la compagnie et d'ExxonMobil et donnant les résultats prévus.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 22 000 barils par jour au troisième trimestre, en regard de 19 000 pour la période correspondante de 2012.

La production brute de gaz naturel au troisième trimestre de 2013 a été de 211 millions de pieds cubes par jour, contre 188 millions de pieds cubes au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse de la production reflète les apports provenant de l'acquisition de Celtic plus tôt dans l'année et du projet pilote de Horn River, qui ont compensé amplement la diminution naturelle du rendement des gisements.

Le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 46 M$ au troisième trimestre, en baisse de 490 M$ par rapport au troisième trimestre de 2012. Ce recul est essentiellement attribuable à une contraction des marges de raffinage, ce qui a amputé le bénéfice d'environ 565 M$. Cette baisse a été atténuée par les effets favorables de l'amélioration des opérations de raffinage et la hausse des marges commerciales.

Le bénéfice net du secteur des produits chimiques a été de 39 M$ au troisième trimestre, dans la lignée des 37 M$ du trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 42 M$ au troisième trimestre, comparativement à un solde négatif de 31 M$ pour la période correspondante de 2012 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 298 M$ au troisième trimestre, en regard de 669 M$ pour la période correspondante de 2012. La baisse des flux de trésorerie est principalement attribuable aux résultats inférieurs. Les flux de trésorerie au cours du troisième trimestre de 2013 étaient inférieurs aux bénéfices principalement en raison du calendrier des versements d'impôt.

Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties nettes de 1 804 M$ au cours du troisième trimestre, comparativement à 1 318 M$ au cours de la période correspondante de 2012. Les acquisitions d'immobilisations corporelles se sont établies à 1 810 M$ au cours du troisième trimestre, en regard de 1 388 M$ pour la période correspondante de 2012. Les dépenses du trimestre ont été axées principalement sur l'avancement du projet d'expansion de Kearl et du projet Nabiye à Cold Lake. L'expansion de Kearl devrait accroître la production brute 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. Son démarrage est prévu pour la fin de 2015. L'expansion du projet Nabiye à Cold Lake devrait accroître la production de 40 000 barils de bitume par jour avant redevances. Son démarrage est prévu pour la fin de 2014.

Les activités de financement ont donné lieu à des rentrées de 1 040 M$ au troisième trimestre, comparativement à 122 M$ au troisième trimestre de 2012. Au cours du troisième trimestre, la compagnie a augmenté le niveau de sa dette à long terme de 819 M$ en tirant des fonds sur une facilité de crédit existante et a émis des billets de trésorerie supplémentaires qui ont augmenté la dette à court terme de 325 M$.

Les facteurs susmentionnés ont entraîné une baisse du solde de trésorerie de la compagnie, qui s'établissait à 76 M$ au 30 septembre 2013, en regard de 482 M$ à la fin de 2012.

Faits saillants sur neuf mois

• Le bénéfice net s'est établi à 1 772 M$ en regard de 2 690 M$ en 2012.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire a été de 2,08 $, comparativement à 3,16 $ en 2012.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 633 M$, comparativement à 3 033 M$ en 2012.
  
  
• La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de 283 000 barils par jour, contre 281 000 en 2012.
  
  
• Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 439 000 barils par jour, en hausse de 15 000 barils par jour par rapport à la même période de 2012.
  
  
• Les dividendes par action déclarés dans l'année se sont élevés à 0,36 $, tout comme en 2012.

Comparaison des trois premiers trimestres de 2013 et de 2012

Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2013 s'est établi à 1 772 M$ ou 2,08 $ par action sur une base diluée, en regard 2 690 M$ ou 3,16 $ par action pour les trois premiers trimestres de 2012.

Ces résultats inférieurs découlent essentiellement d'une baisse importante des marges de raffinage, qui a retranché environ 720 M$ aux résultats, de la hausse d'environ 175 M$ des frais de démarrage et de fonctionnement de Kearl, de la diminution de la production et de la hausse des coûts d'entretien à Syncrude qui ont totalisé environ 150 M$. Les résultats des neuf premiers mois de 2013 comprennent également une charge sans décaissement de 264 M$ après impôts associée à la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en dépôt de carburant. Ces facteurs ont été partiellement annulés par la hausse des prix obtenus pour les liquides, ce qui ajouté environ 210 M$ aux résultats, par l'amélioration des opérations de raffinage et par la diminution des activités d'entretien des raffineries, qui ont compté pour environ 115 M$, et par une baisse des redevances d'environ 110 M$ par suite d'une augmentation du recouvrement de coûts au titre des 'investissements.

Le bénéfice net du secteur amont pour les neuf premiers mois de 2013 s'est établi à 1 301 M$, comparativement à 1 400 M$ en 2012. Ce recul découle principalement de la hausse des frais associés à Kearl, qui se sont élevés à environ 175 M$, alors que la production au cours du troisième trimestre a été amplement compensée par les frais de démarrage et de fonctionnement à ce jour, de la diminution de la production et de la hausse des coûts d'entretien à Syncrude, qui ont retranché environ 150 M$ aux résultats, et de la baisse de la production de bitume et de la hausse des coûts d'entretien à Cold Lake, qui ont totalisé environ 85 M$. Ces facteurs ont été atténués par la hausse des prix obtenus pour les liquides, qui a ajouté environ 210 M$ aux résultats, et par une baisse des redevances d'environ 110 M$ par suite d'une augmentation du recouvrement de coûts au titre des investissements.

L'écart entre les prix du Brent, brut de référence courant sur les marchés pétroliers de la côte Atlantique, et du West Texas Intermediate (WTI), brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain, s'est rétréci pour se limiter à 10,20 $ le baril en dollars américains au cours des neuf premiers mois de 2013, comparativement à 15,91 $ le baril pendant la période correspondante de l'exercice précédent. Pendant que les remises sur le pétrole brut WTI diminuaient, les prix moyens en dollars canadiens obtenus par la compagnie sur les ventes de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique augmentaient d'environ 8 % et 11 %, respectivement. Le prix moyen en dollars canadiens obtenu par la compagnie sur les ventes de bitume a en outre augmenté d'environ 5 % au cours des neuf premiers mois de 2013, passant à 63,86 $ le baril. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 3,21 $ le millier de pieds cubes au cours des trois premiers trimestres de 2013, était en hausse de 1,09 $ par rapport à la même période de 2012.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 152 000 barils par jour, contre 154 000 au cours des trois premiers trimestres de 2012. Cette légère baisse est attribuable à la nature cyclique de l'utilisation de vapeur et des processus de production associés de l'usine de Cold Lake et aux activités d'entretien systématique à l'usine Mahkeses au cours du deuxième trimestre de 2013.

Au cours des neuf premiers mois de l'année, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 63 000 barils par jour contre 70 000 en 2012. Ce sont principalement les activités d'entretien systématique exécutées au cours du troisième trimestre de 2013 qui ont fait baisser la production.

La quote-part de la compagnie dans la production brute provenant du développement initial de Kearl se chiffre à 9 000 barils par jour depuis le début de 2013.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 21 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de l'année, en regard de 20 000 pour la période correspondante de 2012.

La production brute de gaz naturel des neuf premiers mois de 2013 s'est élevée à 201 millions de pieds cubes par jour, contre 194 millions de pieds cubes pour la période correspondante de 2012. La hausse de la production s'explique par les apports provenant de l'acquisition de Celtic et du projet pilote de Horn River, qui ont compensé amplement la diminution naturelle du rendement des gisements.

Le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 427 M$, en regard de 1 223 M$ pour la période correspondante de 2012. Les résultats ont souffert de la baisse marquée des marges de raffinage, ce qui a retranché environ 720 M$ aux résultats en raison du rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut Brent et le pétrole brut WTI. Les résultats des neuf premiers mois de 2013 incluent également une charge sans décaissement de 264 M$ après impôts pour la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en dépôt de carburant. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet favorable de l'amélioration des opérations de raffinage et la diminution des activités d'entretien systématique des raffineries, qui ont ajouté environ 115 M$ aux résultats.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de 116 M$ contre 121 M$ en 2012

Pour les neuf premiers mois de 2013, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 72 M$, en regard d'un solde négatif de 54 M$ l'exercice précédent.

Des données financières et d'exploitation 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 réels obtenus dans le futur, notamment quant à la croissance de la demande et la combinaison de sources énergétiques; à la croissance et 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 des 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 à 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 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
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
						Troisième trimestre						Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire						2013			2012			2013			2012
Bénéfice net (PCGR des É.-U.)
	Total des produits et autres revenus					8 594			8 336			24 566			23 384
	Total des charges					7 737			6 949			22 207			19 805
	Bénéfices avant impôts sur les bénéfices					857			1 387			2 359			3 579
	Impôts sur les bénéfices					210			347			587			889
	Bénéfice net					647			1 040			1 772			2 690
	Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)					0,76			1,22			2,09			3,17
	Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars)					0,76			1,22			2,08			3,16
Autres données financières
	Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation					385			355			1 041			1 011
		Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts				5			1			46			67
		Total de l'actif au 30 septembre										36 081			28 471
		Total de la dette au 30 septembre										6 214			1 429
		Ratio de couverture des intérêts par les bénéfices (nombre de fois)										71,4			255,9
		Autres obligations à long terme au 30 septembre										4 095			3 748
		Capitaux propres au 30 septembre										17 896			15 652
		Capital utilisé au 30 septembre										24 132			17 106
		Rendement du capital moyen utilisé (a) (pourcentage)										13,3			23,5
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
		Total				102			102			306			306
		Par action ordinaire (en dollars)				0,12			0,12			0,36			0,36
		Millions d'actions ordinaires en circulation
			Au 30 septembre									847,6			847,6
			Moyenne - compte tenu d'une dilution			851,0			851,4			850,8			851,4

(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
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
					Troisième trimestre						Neuf mois
en millions de dollars canadiens					2013			2012			2013			2012
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin du trimestre					76			469			76			469
Bénéfice net					647			1 040			1 772			2 690
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
		Amortissement et épuisement			223			183			860			551
		(Gain) perte à la vente d'actifs			(5)			(2)			(60)			(86)
		Charge d'impôts futurs et autres			106			72			276			289
Variations de l'actif et du passif d'exploitation					(673)			(624)			(1 215)			(411)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation					298			669			1 633			3 033
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement					(1 804)			(1 318)			(6 301)			(3 606)
		Produit de la vente d'actifs			6			70			68			209
Flux de trésorerie liés aux activités de financement					1 040			122			4 262			(160)

 

							Annexe III
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
				Troisième trimestre						Neuf mois
en millions de dollars canadiens				2013			2012			2013			2012
Bénéfice net (PCGR des É.-U.)
	Secteur amont			604			498			1 301			1 400
	Secteur aval			46			536			427			1 223
	Produits chimiques			39			37			116			121
	Comptes non sectoriels			(42)			(31)			(72)			(54)
	Bénéfice net			647			1 040			1 772			2 690
Produits et autres revenus
	Secteur amont			3 191			2 069			7 791			6 620
	Secteur aval			6 893			7 535			20 762			20 765
	Produits chimiques			418			369			1 198			1 211
	Éliminations/Autres			(1 908)			(1 637)			(5 185)			(5 212)
	Total			8 594			8 336			24 566			23 384
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur amont			1 307			593			3 030			2 354
	Secteur aval			5 789			5 818			16 788			16 073
	Produits chimiques			295			254			826			850
	Éliminations			(1 907)			(1 639)			(5 184)			(5 220)
	Achats de pétrole brut et de produits			5 484			5 026			15 460			14 057
Frais de production et de fabrication
	Secteur amont			880			671			2 508			1 963
	Secteur aval			396			357			1 312			1 197
	Produits chimiques			50			46			157			138
	Éliminations			(1)			-			(3)			-
	Frais de production et de fabrication			1 325			1 074			3 974			3 298
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
	Secteur amont			1 765			1 376			6 272			3 793
	Secteur aval			51			27			128			80
	Produits chimiques			3			1			6			3
	Comptes non sectoriels			21			5			47			14
	Dépenses en immobilisations et frais d'exploration			1 840			1 409			6 453			3 890
	Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus			30			21			74			67

 

								Annexe IV
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
Données d'exploitation					Troisième trimestre						Neuf mois
					2013			2012			2013			2012
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
		Cold Lake			147			152			152			154
		Syncrude			57			78			63			70
		Classique			22			19			21			20
		Kearl			23			-			9			-
		Total de la production de pétrole brut			249			249			245			244
		LGN mis en vente			4			4			4			5
		Total de la production de pétrole brut et de LGN			253			253			249			249
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)					211			188			201			194
Production brute d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)					288			285			283			281
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
		Cold Lake			115			126			126			120
		Syncrude			56			75			62			67
		Classique			18			15			17			15
		Kearl			21			-			8			-
		Total de la production de pétrole brut			210			216			213			202
		LGN mis en vente			3			3			3			3
		Total de la production de pétrole brut et de LGN			213			219			216			205
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)					201			182			188			197
Production nette d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)					246			249			247			238
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)					201			191			201			200
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)					15			-			5			-
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)					9			5			9			8
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)					178			185			168			183
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
		Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril)			93,48			77,25			83,57			77,43
		Prix touché pour les LGN (le baril)			41,91			38,43			36,19			43,76
		Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes)			2,66			2,18			3,21			2,12
		Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril)			113,63			90,25			102,98			93,04
		Prix touché pour le bitume (le baril)			81,21			59,86			63,86			61,07
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)					451			449			439			424
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)					89			89			87			84
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
		Essence (essence automobile)			231			240			221			220
		Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats)			159			161			156			148
		Mazout lourd			29			34			31			30
		Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres)			48			58			43			42
		Ventes nettes de produits pétroliers			467			493			451			440
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)					242			252			725			780

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

 

				Annexe V
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
								Bénéfice net
				Bénéfice net (PCGR des É.-U.)				par action ordinaire
				(en millions de dollars canadiens)				(en dollars)
2009
Premier trimestre				289				0,34
Deuxième trimestre				209				0,25
Troisième trimestre				547				0,64
Quatrième trimestre				534				0,63
Année				1 579				1,86
2010
Premier trimestre				476				0,56
Deuxième trimestre				517				0,61
Troisième trimestre				418				0,49
Quatrième trimestre				799				0,95
Année				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
Année				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
Année				3 766				4,44
2013
Premier trimestre				798				0,94
Deuxième trimestre				327				0,39
Troisième trimestre				647				0,76

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

403-237-2710