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

Pour les neuf mois clos le 30 septembre 2014

CALGARY, le 31 oct. 2014 /CNW/ -

	Troisième trimestre				Neuf mois
(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2014	2013	%			2014	2013	%
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)	936	647	45			3 114	1 772	76
Bénéfice net par action ordinaire
-compte tenu d'une dilution (en dollars)	1,10	0,76	45			3,66	2,08	76
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration	1 434	1 840	(22)			4 066	6 453	(37)

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

Au cours du trimestre, l'Impériale a continué de mettre l'accent sur la performance opérationnelle et la sécurité tout en faisant avancer les principaux projets de croissance du secteur Amont. Plus particulièrement, les secteurs Aval et des Produits chimiques ont continué d'afficher des résultats solides. La production à Kearl a augmenté et les projets d'expansion des projets de Kearl et Nabiye à Cold Lake ont avancé comme prévu.

Le bénéfice du troisième trimestre s'est élevé à 936 M$, ou 1,10 $ par action, en hausse de 45 % par rapport à la période correspondante de 2013.

La production brute s'est établie en moyenne à 307 000 barils d'équivalents pétrole par jour, soit une hausse de 19 000 barils par rapport à la même période de 2013, principalement en raison de l'augmentation de la production à Kearl. Exclusion faite de l'incidence de la cession d'actifs, la production totale a enregistré une hausse de 12 % au cours du trimestre. Ce trimestre, la production moyenne de Kearl a atteint 78 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 55 000 barils). Exclusion faite de l'incidence des importants travaux d'entretien systématique, qui ont été exécutés sur une période de la dernière quinzaine de septembre, la production brute moyenne de Kearl a atteint 92 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 65 000 barils).

Le débit des raffineries s'est élevé à 409 000 barils par jour, soit une hausse de 17 000 barils par rapport à 2013, avec une utilisation de la capacité de raffinage de 97 %. Les ventes de produits pétroliers ont attaint un niveau record de 502 000 barils par jour, en hausse de 35 000 barils, soit 7 %, par rapport à la même période de l'exercice précédent. Le bénéfice du secteur Produits chimiques a aussi atteint un chiffre record, soit 66 M$, ce qui représente une hausse de près de 70 % par rapport à la même période de l'exercice précédent.

Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration au troisième trimestre se sont chiffrés à 1 434 M$. Les investissements ont été consacrés principalement aux 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 97 % et à 96 % respectivement à la fin du trimestre. Par ailleurs, il a été décidé d'augmenter la capacité initiale du terminal de chargement de wagons-citernes d'Edmonton de 100 000 à 210 000 barils par jour. Le projet, qui continue de progresser vers un démarrage au premier trimestre 2015, assurera l'accès aux marchés de choix pour la quote-part de production.

Notre contribution aux collectivités dans lesquelles nous vivons et travaillons s'est poursuivie. En août, Esso s'est joint aux Jeux panaméricains et parapanaméricains de 2015 à Toronto à titre de fournisseur officiel de carburant et de produits de dépannage. En l'honneur de la ville d'origine de l'Impériale, des dons d'un montant de plus de 120 000 $ ont été faits à l'occasion du centenaire de Sarnia. Les fonds recueillis serviront au financement des arts locaux, d'événements communautaires de récompenses scolaires et au soutien des écoles de Sarnia et des environs.

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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.

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Faits saillants du troisième trimestre

• Le bénéfice net a été de 936 M$ ou 1,10 $ par action sur une base diluée, en hausse de 45 % par rapport aux 647 M$ ou 0,76 $ par action du troisième trimestre de 2013.
  
  
• La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de 307 000 barils par jour, soit une hausse de 7 % par rapport aux 288 000 barils produits durant la même période de 2013. Exclusion faite de l'incidence de la cession d'actifs classiques, la production totale s'est élevée à 34 000 barils par jour, soit 12 %.
  
  
• Le débit moyen des raffineries a été de 409 000 barils par jour, contre 392 000 barils par jour au troisième trimestre de 2013, après ajustement pour tenir compte de la fermeture de la raffinerie de Dartmouth. La capacité de raffinage a été utilisée en moyenne à 97 %, en hausse de 6 % pour le trimestre.
  
  
• Les ventes de produits pétroliers ont augmenté de 35 000 barils par jour, pour atteindre 502 000 barils par jour au troisième trimestre, ce qui concorde avec la stratégie de la compagnie d'accroître ses ventes sur les marchés canadiens qui sont rentables.
  
  
• Le bénéfice du secteur des Produits chimiques a atteint le chiffre record pour de 66 M$ ce trimestre, en hausse de 27 M$ par rapport à la même période de 2013. Ces résultats reflètent l'élargissement des marges de raffinage et le plein effet sur le trimestre du traitement des charges d'alimentation en éthane à un coût avantageux provenant de la formation schisteuse de Marcellus.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 230 M$, en hausse de 932 M$ par rapport au troisième trimestre de 2013. Cette hausse est attribuable aux effets du fonds de roulement et à l'augmentation du bénéfice.
  
  
• Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration, qui se sont chiffrés à 1 434 M$, ont été consacrés principalement aux projets d'expansion de Kearl et de croissance de Nabiye à Cold Lake, dans le secteur Amont.
  
  
• Au cours du trimestre, la production moyenne de Kearl a atteint 78 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 55 000 barils). D'importants travaux d'entretien systématique, comprenant notamment des travaux d'entretien à l'usine de préparation du minerai et aux circuits 'hydrotransport, d'extraction et de récupération du solvant, ainsi que des modifications apportées aux instruments de traitement par moussage paraffinique et la modernisation des vannes de commande, le tout dans le but d'accroître la fiabilité, ont été exécutés sans incident au cours des deux dernières semaines du mois de septembre. Compte non tenu de cet arrêt de 14 jours, la production trimestrielle moyenne s'est élevée à 92 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 65 000 barils par jour).
  
  
• Le projet d'expansion de Kearl est achevé à 97 %. Le projet est en avance sur le calendrier et son démarrage prévu pour 2015 pourrait être devancé. On compte atteindre une production brute de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour). Les leçons tirées du développement initial sont prises en compte.
  
  
• Le projet Nabiye à Cold Lake est achevé à 96 %. L'adjonction de vapeur initiale est toujours prévue pour la fin de 2014, le début de la production de bitume étant prévue au premier trimestre de 2015. La capacité de production ultime devrait être de 40 000 barils par jour.
  
  
• Le projet de terminal de chargement de wagons-citernes d'Edmonton a progressé comme prévu. Il a été décidé d'augmenter la capacité initiale de 100 000 à 210 000 barils par jour. Ce projet assurera l'accès à des marchés de choix pour la quote-part de production. Son démarrage est toujours prévu pour le premier trimestre 2015.
  
  
• Le partenariat commercial avec Tim Hortons a été élargi afin de s'assurer que la majorité des quelques 470 stations d'essence appartenant à Esso offrent des produits Tim Hortons. Cette expansion se déroulera sur plusieurs années.
  
  
• Esso s'est joint aux Jeux panaméricains qui doivent se dérouler à Toronto en 2015 en qualité de fournisseur officiel de carburant et de produits de dépannage. Près de 10 000 athlètes, entraîneurs et officiels de 41 pays participeront aux Jeux avec le soutien de 20 000 bénévoles. La commandite d'Esso s'étend également aux Jeux parapanaméricains, qualificatifs pour les Jeux paralympiques de Rio 2016.
  
  
• Don de plus de 120 000 $ pour la célébration du centenaire de la ville de Sarnia. À cette occasion, des festivités auront lieu toute l'année. Les fonds collectés permettront de financer le panneau d'affichage numérique de l'Imperial Theatre, une fête du Jour de l'An pour les enfants et la remise de prix scolaires et un soutien pour encourager les élèves à concevoir des projets sur l'histoire locale. L'Impériale a fait ses premiers pas dans la région et exploite des raffineries à Sarnia depuis plus de 120 ans.

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Comparaison des troisièmes trimestres de 2014 et de 2013

Le bénéfice net de la compagnie du troisième trimestre de 2014 a été de 936 M$ ou 1,10 $ par action sur une base diluée, comparativement à 647 M$ ou 0,76 $ par action pour la même période de l'année précédente.

Le bénéfice net du secteur Amont du troisième trimestre s'est établi à 532 M$, en baisse de 72 M$ par rapport à la période correspondante de 2013. Le bénéfice du troisième trimestre de 2014 reflète une baisse d'environ 200 M$ sur les prix touchés par la compagnie pour le bitume et le pétrole brut synthétique. La baisse du bénéfice est également attribuable à une augmentation des redevances, ainsi qu'à une hausse des coûts énergétiques et d'autres coûts d'exploitation se chiffrant à environ 90 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par la hausse des prix obtenus pour les liquides qui a compté pour environ 140 M$, principalement attribuable à l'accroissement de la production de Kearl et à des effets de change, par suite de la dépréciation du dollar canadien, d'environ 85 M$.

Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de pétrole brut synthétique a accusé une baisse d'environ 10 %, le baril s'étant vendu 102,58 $ au troisième trimestre de 2014 comparativement à 113,63 $ à la même période de l'exercice précédent. Cette baisse de prix fait suite pour beaucoup au repli du prix de référence du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), qui a reculé de 8 % environ pour s'établir à 97,25 $US le baril. Le prix moyen touché par la compagnie pour le bitume a été de 74,82 $ le baril, ce qui reflète également la tendance du WTI, sa baisse ayant été de 8 % par rapport au troisième trimestre de 2013. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 3,58 $ le millier de pieds cubes au troisième trimestre de 2014, était en hausse d'environ 0,92 $ par rapport à la même période de 2013.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 149 000 barils par jour au troisième trimestre, en regard de 147 000 barils par jour pour la même période de l'exercice précédent.

La production brute issue de la mise en valeur initiale de Kearl s'est établie à 78 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 55 000 barils), contre 33 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 23 000 barils) au cours du troisième trimestre de 2013.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au troisième trimestre s'est élevée à 61 000 barils par jour, contre 57 000 barils par jour au troisième trimestre de 2013. L'augmentation de la production s'explique par la diminution des activités d'entretien.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 16 000 barils par jour au troisième trimestre, en regard de 22 000 barils par jour pour la période correspondante de 2013. La baisse de la production découle essentiellement de l'impact de la cession de biens au cours du premier semestre de 2014.

La production brute de gaz naturel du deuxième trimestre de 2014 a été de 149 millions de pieds cubes par jour, comparativement à 211 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 s'est élevé à 343 M$ au troisième trimestre, soit 297 M$ de plus qu'au trimestre correspondant de l'exercice 2013. Les résultats ont progressé par suite notamment de l'accroissement de la fiabilité des raffineries et de l'ensemble des charges d'alimentation, ce qui a rapporté 110 M$, de la hausse d'environ 100 M$ des marges de raffinage, et de la hausse de quelque 70 M$ des marges de commercialisation et des ventes.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a atteint le chiffre record de 66 M$ au troisième trimestre, comparativement à 39 M$ au trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les fortes marges réalisées sur tous les produits et le traitement des charges d'alimentation en éthane à un coût avantageux provenant de la formation schisteuse de Marcellus ont contribué à ces résultats historiques.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 5 M$ au troisième trimestre, comparativement à un solde négatif de 42 M$ pour la période correspondante de 2013 en raison de modifications apportées aux charges liées à la rémunération à base d'actions.

Le solde de trésorerie s'élevait à 43 M$ au 30 septembre 2014, comparativement à 76 M$ à la fin du troisième trimestre de 2013.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 230 M$ au troisième trimestre, soit 932 M$ de plus que pour la période correspondante de 2013. Cette hausse est principalement attribuable à l'augmentation du bénéfice et aux effets du fonds de roulement.

Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties nettes de 1 379 M$ au troisième trimestre, comparativement à 1 804 M$ au cours de la période correspondante de 2013. Les acquisitions d'immobilisations corporelles se sont établies à 1 351 M$ au troisième trimestre, contre 1 810 M$ pour la période correspondante de 2013. Les dépenses au cours du trimestre ont été axées principalement sur l'avancement de projet d'expansion de Kearl et du projet Nabiye à Cold Lake.

Les activités de financement ont donné lieu à des rentrées de 21 M$ au troisième trimestre, comparativement à 1 040 M$ au troisième trimestre de 2013. Les dividendes payés au troisième trimestre de 2014 se sont élevés à 111 M$, soit 9 M$ de plus que pour la période correspondante de 2013. Les dividendes par action versés au troisième trimestre se sont élevés à 0,13 $ comparativement à 0,12 $ pour la période correspondante de 2013.

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Faits saillants des neuf premiers mois

• Le bénéfice net s'est élevé à 3 114 M$ comparativement à 1 772 M$ au cours de l'exercice précédent.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été de 3,66 $, comparativement à 2,08 $ en 2013.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 3 314 M$ comparativement à 1 633 M$ en 2013.
  
  
• Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement ont été de 3 117 M$, somme qui comprend le produit de 814 M$ provenant de la vente d'actifs, en regard de de 3 184 M$ pour à la période correspondante de 2013.
  
  
• La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de 308 000 barils par jour, soit une hausse de 9 % par rapport aux 283 000 barils par jour pour la période correspondante de 2013.
  
  
• Le débit moyen des raffineries a été de 402 000 barils par jour, soit une hausse de 8 % par rapport aux 371 000 barils par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent, après ajustement pour tenir compte de la fermeture de la raffinerie de Dartmouth.
  
  
• Les dividendes par action déclarés depuis le début de l'exercice se sont élevés à 0,39 $, en hausse de 0,03 $ par action par rapport à 2013.

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Comparaison des trois premiers trimestres de 2014 et de 2013

Le bénéfice net au cours des neuf premiers mois de 2014 s'est établi à 3 114 M$ ou 3,66 $ par action sur une base diluée, comparativement à 1 772 M$ ou 2,08 $ par action au cours des trois premiers trimestres de 2013.

Le bénéfice net du secteur Amont pour les neuf premiers mois de 2014 a été de 1 841 M$, en hausse de 540 M$ par rapport à la période correspondante de 2013. Les résultats de 2014 comprennent un gain de 478 M$ provenant de la cession d'actifs de production classiques du secteur Amont. Les résultats ont également progressé par suite d'effets de change, du fait de la dépréciation du dollar canadien, d'environ 240 M$ et de la hausse des prix obtenus pour les liquides, qui a compté pour environ 150 M$, principalement attribuable à l'apport supplémentaire de la production de Kearl. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une hausse des redevances d'environ 220 M$ et une augmentation des coûts énergétiques et de divers coûts d'exploitation qui s'est chiffrée à environ 100 M$.

Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de pétrole brut synthétique a enregistré une hausse d'environ 4 % au cours des neuf premiers mois de 2014, à 106,59 $ le baril comparativement à 102,98 $ pour la même période de l'exercice précédent. Cette hausse fait suite à celle du prix de référence du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), qui a augmenté d'environ 1 %, et à la depreciation du dollar canadien. Le prix moyen obtenu pour le bitume par la compagnie pour les neuf premiers mois de 2014 a été de 72,11 $CA le baril contre 63,86 $CA le baril pour la période correspondante de 2013, l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume ayant rétréci. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 4,97 $ le millier de pieds cubes pour les neuf premiers mois de 2014, était en hausse de 1,76 $ le millier de pieds cubes par rapport à la même période de 2013.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 145 000 barils par jour pour les neuf premiers mois, comparativement à 152 000 barils pour la même période de 2013. Cette baisse est principalement attribuable à la nature cyclique de l'injection de vapeur et des procédés de production connexes et à l'impact de plusieurs pannes de courant survenues chez des tiers au premier trimestre.

La production brute issue de la mise en valeur initiale de Kearl pour les neuf premiers mois de 2014 s'est établie à 73 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 52 000 barils), contre 13 000 barils (la part de l'Impériale étant de 9 000 barils) pour la période correspondante de 2013.

Au cours des neuf premiers mois de 2014, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 62 000 barils par jour, comparativement à 63 000 barils pour la période correspondante de 2013.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 18 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2014, contre 21 000 barils au cours de la période correspondante de 2013. La baisse du volume de production découle essentiellement de l'impact de la cession de biens au cours du premier semestre de 2014.

La production brute de gaz naturel des neuf premiers mois de 2014 a totalisé 171 millions de pieds cubes par jour, comparativement à 201 millions de pieds cubes par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse du volume de production découle essentiellement de l'impact de la cession de biens.

Le bénéfice net du secteur Aval s'est établi à 1 197 M$, en hausse de 770 M$ par rapport à la période correspondante de 2013. Les résultats des neuf premiers mois de 2013 comprennent une charge de 264 M$ liée à la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Les résultats ont en outre progressé par suite de l'accroissement de la fiabilité des raffineries et de l'ensemble des charges d'alimentation, ce qui a rapporté 330 M$, de la hausse des marges de commercialisation et du volume de ventes (environ 140 M$) et des effets de change à la suite de la dépréciation du dollar canadien (environ 90 M$). Ces facteurs ont été en partie annulés par la baisse des marges de raffinage, qui a retranché environ 60 M$ aux résultats.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de 166 M$ pour les neuf premiers mois de 2014, contre 50 M$ pour la période correspondante de 2013.

Pour les neuf premiers mois de 2014, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 90 M$, comparativement à un solde négatif de 72 M$ au cours de l'exercice précédent, attribuable en grande partie aux variations des charges liées à la rémunération à base d'actions.

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 l'Impériale. Les résultats réels de l'Impériale peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prévisionnels, et les lecteurs sont priés 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.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2014
			Troisième trimestre				Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire			2014		2013		2014		2013
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus			9 658		8 594		28 933		24 566
Total des dépenses			8 413		7 737		24 782		22 207
Bénéfice avant impôts sur les bénéfices			1 245		857		4 151		2 359
Impôts sur les bénéfices			309		210		1 037		587
Bénéfice net			936		647		3 114		1 772
Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)			1,10		0,76		3,67		2,09
Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars)			1,10		0,76		3,66		2,08
Autres données financières
Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation			412		385		1 165		1 041
Gain/(perte) à la vente d'actifs, après impôts			2		5		498		46
Total de l'actif au 30 septembre							40 242		36 081
Total de la dette au 30 septembre							6 202		6 214
Couverture de l'intérêt par le bénéfice
(nombre de fois)							66,9		71,4
Autres obligations à long terme au 30 septembre							2 817		4 095
Capitaux propres au 30 septembre							22 379		17 896
Capital utilisé au 30 septembre							28 600		24 132
Rendement du capital moyen utilisé (a)
(pour cent)							15,3		13,3
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total			111		102		331		306
Par action ordinaire (en dollars)			0,13		0,12		0,39		0,36
Millions d'actions ordinaires en circulation
Au 30 septembre							847,6		847,6
Moyenne - compte tenu d'une dilution			850,9		851,0		850,7		850,8

(a)	Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net, coûts de financement après impôts non déduits, divisé par la moyenne du capital utilisé sur les quatre derniers trimestres.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2014
			Troisième trimestre				Neuf mois
en millions de dollars canadiens			2014		2013		2014		2013
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période			43		76		43		76
Bénéfice net			936		647		3 114		1 772
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
Amortissement et épuisement			276		223		836		860
(Gain)/perte à la vente d'actifs			(4)		(5)		(664)		(60)
Charge d'impôts futurs et autres			185		106		411		276
Variations de l'actif et du passif d'exploitation			(163)		(673)		(383)		(1 215)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation			1 230		298		3 314		1 633
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement			(1 379)		(1 804)		(3 117)		(6 301)
Produits liés à la vente d'actifs			7		6		814		68
Flux de trésorerie liés aux activités de financement			21		1 040		(426)		4 262

 

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2014
			Troisième trimestre				Neuf mois
en millions de dollars canadiens			2014		2013		2014		2013
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont			532		604		1 841		1 301
Secteur Aval			343		46		1 197		427
Produits chimiques			66		39		166		116
Comptes non sectoriels et autres			(5)		(42)		(90)		(72)
Bénéfice net			936		647		3 114		1 772
Produits et autres revenus
Secteur Amont			3 444		3 191		10 517		7 791
Secteur Aval			7 244		6 893		21 610		20 762
Produits chimiques			457		418		1 418		1 198
Éliminations/Autres			(1 487)		(1 908)		(4 612)		(5 185)
Total			9 658		8 594		28 933		24 566
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont			1 590		1 307		4 425		3 030
Secteur Aval			5 701		5 789		16 898		16 788
Produits chimiques			296		295		966		826
Éliminations			(1 487)		(1 907)		(4 612)		(5 184)
Achats de pétrole brut et de produits			6 100		5 484		17 677		15 460
Frais de production et de fabrication
Secteur Amont			917		880		2 933		2 508
Secteur Aval			389		396		1 125		1 312
Produits chimiques			52		50		166		157
Éliminations			-		(1)		-		(3)
Frais de production et de fabrication			1 358		1 325		4 224		3 974
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
Secteur Amont			1 280		1 765		3 680		6 272
Secteur Aval			127		51		310		128
Produits chimiques			7		3		15		6
Comptes non sectoriels et autres			20		21		61		47
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration			1 434		1 840		4 066		6 453
Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus			14		30		52		74

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2014
Données d'exploitation			Troisième trimestre				Neuf mois
			2014		2013		2014		2013
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Cold Lake			149		147		145		152
Syncrude			61		57		62		63
Kearl			55		23		52		9
Classique			16		22		18		21
Total de la production de pétrole brut			281		249		277		245
LGN mis en vente			2		4		2		4
Total de la production de pétrole brut et de LGN			283		253		279		249
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			149		211		171		201
Production brute d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)			307		288		308		283
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
Cold Lake			114		115		112		126
Syncrude			56		56		57		62
Kearl			51		21		48		8
Classique			13		18		15		17
Total de la production de pétrole brut			234		210		232		213
LGN mis en vente			2		3		2		3
Total de la production de pétrole brut et de LGN			236		213		234		216
					-				-
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			136		201		157		188
Production nette d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)			259		246		260		247
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)			190		201		191		201
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)			85		15		72		5
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)			6		9		8		9
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			116		178		143		168
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril)			81,78		93,48		80,44		83,57
Prix touché pour les LGN (le baril)			37,57		41,91		50,74		36,19
Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes)			3,58		2,66		4,97		3,21
Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril)			102,58		113,63		106,59		102,98
Prix touché pour le bitume (le baril)			74,82		81,21		72,11		63,86
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)			409		451		402		439
Débit ajusté des raffineries (b) (en milliers de barils par jour)			409		392		402		371
Utilisation de la capacité de raffinage (c) (en pourcentage)			97		91		95		87
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence (essence automobile)			255		231		245		221
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats)			176		159		180		156
Mazout lourd			25		29		20		31
Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres)			46		48		42		43
Ventes nettes de produits pétroliers			502		467		487		451
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)			243		242		739		725

(a)	Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille barils
(b)	Les activités ont été interrompues le 16 septembre 2013 à la raffinerie de Dartmouth.  Le débit moyen des raffineries au cours du troisième trimestre et des neuf premiers mois de 2013 a été ajusté en vue d'exclure les volumes traités à la raffinerie de Dartmouth, et ce afin de faciliter la comparaison avec les périodes correspondantes de 2014.
(c)	L'utilisation de la capacité est calculée en fonction du nombre de jours durant lesquels les raffineries ont été utilisées comme telles.

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE 2014
							Bénéfice net
			Bénéfice net (PCGR des États-Unis)				par action ordinaire
			(en millions de dollars canadiens)				(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
Deuxième trimestre			1 232						1,45
Troisième trimestre			936						1,10

 

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

403-237-2710