L'Impériale dégage 1 milliard $ au troisième trimestre de 2016

• La vente de stations-service appartenant à la compagnie progresse comme prévu : un gain de 716 M$ au troisième trimestre
• Coûts unitaires du secteur Amont en baisse de 35 % par rapport à 2014, avec en moyenne moins de 20 USD par baril
• Ventes record de produits pétroliers avec 505 000 barils par jour

CALGARY, le 28 oct. 2016 /CNW/ -

		Troisième trimestre				Neuf mois
(en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)		2016	2015	%		2016	2015	%
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)		1 003	479	109		721	1 020	(29)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
	- compte tenu d'une dilution (en dollars)	1,18	0,56	109		0,85	1,20	(29)
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration		205	1 142	(82)		948	3 011	(69)

Les résultats de l'Impériale au troisième trimestre témoignent de l'approche disciplinée de la gestion des coûts menée par la compagnie, de l'intégrité de son exploitation et de la valeur de son modèle de gestion intégré.

Le bénéfice du trimestre s'élève à 1 003 M$, soit 1,18 $ par action, comprenant un gain de 716 M$ (0,84 $ par action) résultant de la vente de stations-service. Ce résultat est à comparer à un bénéfice de 479 M$ au troisième trimestre de 2015. La vente des stations-service Esso détenues par la compagnie, pour 2,8 milliards de dollars, annoncée au premier trimestre, devrait être achevée d'ici à la fin de l'année. À ce jour, plus de 200 sites concernés par la vente ont adopté le modèle d'exploitation par un distributeur à la marque Esso, ce qui représente plus de 40 % de la valeur totale de la transaction.

L'Impériale continue à concentrer ses efforts sur la réduction des coûts et la gestion prudente de sa trésorerie dans un environnement de faible prix des matières premières. « Depuis le début de l'exercice, les coûts unitaires du secteur Amont sont inférieurs à 20 USD en moyenne », déclare Rich Kruger, président et chef de la direction. « Cela représente une baisse de plus de 35 % depuis 2014 et le début de la chute des prix mondiaux du brut. C'est un témoignage de la concentration sans faille de notre équipe sur l'excellence de l'exploitation et la rentabilité. » Au troisième trimestre, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont élevées à 205 M$, en baisse de 937 M$ par rapport à 2015, du fait de l'achèvement d'importants projets de croissance du secteur Amont et de la poursuite des efforts de sélectivité des investissements.  

La production brute d'équivalent-pétrole a représenté 393 000 barils par jour, soit 7 000 barils par jour de plus qu'à la même période de 2015 et 64 000 barils par jour de plus qu'au deuxième trimestre. La production de Syncrude a atteint 85 000 barils par jour en moyenne (la part de l'Impériale), en progression par rapport aux 26 000 barils par jour du même trimestre en 2015. « L'augmentation de la production illustre l'excellent rétablissement opéré par la compagnie après les incendies dans le nord de l'Alberta », affirme M. Kruger. « Syncrude a réalisé sa deuxième plus forte production trimestrielle en près de 40 ans d'histoire, ce qui atteste des efforts permanents d'amélioration de la fiabilité de l'exploitation. »

Le débit des raffineries a été de 407 000 barils par jour, en augmentation de 17 000 barils par jour par rapport au troisième trimestre de 2015. L'utilisation de la capacité de raffinage a approché un niveau record, avec 97 %, soit une progression de 4 % par rapport à la période comparable de 2015. La compagnie a enregistré des ventes de produits pétroliers record de 505 000 barils par jour, contre 495 000 barils par jour à la même période de 2015.

La compagnie continue à évaluer la cadence et l'étendue des investissements futurs étant donné les conditions du marché et des affaires générales. Notre objectif reste de dégager une performance de premier plan dans l'industrie, quel que soit l'environnement des affaires.

Faits saillants du troisième trimestre

• Le bénéfice net a été de 1 003 M$, ou 1,18 $ par action, sur une base diluée, en hausse par rapport au bénéfice net de 479 M$, ou 0,56 $ par action, du troisième trimestre 2015. Les résultats du troisième trimestre 2016 comprennent une plus-value de 716 M$ (0,84 $ par action) dégagée de la vente de stations-service.
  
  
• La production s'est établie en moyenne à 393 000 barils d'équivalent pétrole brut par jour, contre 386 000 barils par jour à la même période en 2015. L'augmentation de la production témoigne de l'amélioration de la fiabilité de l'exploitation de Syncrude, qui a plus que compensé les effets de la maintenance planifiée et non planifiée à Kearl. Par rapport au deuxième trimestre, la production a augmenté d'environ 64 000 barils par jour, ce qui reflète la forte reprise après les incendies du nord de l'Alberta.
  
  
• Le débit moyen des raffineries était de 407 000 barils par jour, contre 390 000 barils par jour au troisième trimestre de 2015. L'augmentation du débit s'explique par une plus faible activité de maintenance qu'à la même période de 2015. L'utilisation de la capacité de raffinage a approché un niveau record, avec 97 %, soit une progression de 4 % par rapport à la période comparable de 2015.
  
  
• Les ventes de produits pétroliers ont atteint le niveau record de 505 000 barils par jour, en hausse de 10 000 barils par jour par rapport au troisième trimestre de 2015, cette progression concernant principalement les circuits commerciaux et de détail à valeur plus élevée.
  
  
• La vente des stations-service progresse comme prévu. La vente des stations-service Esso détenues par la compagnie, pour 2,8 milliards de dollars, annoncée au premier trimestre, devrait être achevée d'ici à la fin de l'année. À ce jour, plus de 200 des quelque 500 sites concernés par la vente ont adopté le modèle d'exploitation par un distributeur à la marque Esso, ce qui représente plus de 40 % de la valeur totale de la transaction.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 772 M$, en baisse de 332 M$ par rapport au troisième trimestre de 2015, en raison de bénéfices plus bas si l'on exclut la plus-value réalisée sur la vente de stations-service.
  
  
• Les produits de la vente d'actifs se sont élevés à 1 194 M$, avant impôts, principalement du fait de la vente des stations-service.
  
  
• La dette totale a été réduite de 8 426 M$ à 7 310 M$, ce qui ramène le ratio d'endettement au voisinage de 23 %.
  
  
• Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont élevées à 205 M$, en baisse de 937 M$ par rapport au troisième trimestre de 2015, du fait de l'achèvement d'importants projets de croissance du secteur Amont et de la poursuite des efforts de sélectivité des investissements.
  
  
• Des œuvres d'art et le produit de vente d'œuvres d'art, estimés à 6 M$, feront l'objet de donations à des musées et galeries canadiens pour marquer le cent-cinquantenaire du Canada. Les œuvres comprennent des pièces de Lawren Harris, membre du Groupe des Sept, ainsi que d'autres artistes canadiens de premier plan. Le produit de la vente aux enchères de certaines œuvres que possédait la compagnie, soit près de 800 000 $, a été remis à des partenaires de Centraide dans différents endroits au Canada.

Comparaison des troisièmes trimestres de 2016 et de 2015

Le bénéfice net de la compagnie au deuxième trimestre de 2016 a été de 1 003 M$ ou 1,18 $ par action sur une base diluée, comparativement à 479 M$ ou 0,56 $ par action pour la même période de l'année dernière. Les résultats du troisième trimestre 2016 comprennent une plus-value de 716 M$ (0,84 $ par action) dégagée de la vente de stations-service.

Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 26 M$ au troisième trimestre, contre une perte nette de 52 M$ pour la même période en 2015. Les résultats du troisième trimestre de 2016 reflètent principalement l'impact de volumes de Syncrude plus importants, à 90 M$ environ et la baisse des charges d'exploitation, compensés en partie par une baisse des prix de vente d'environ 90 M$.

West Texas Intermediate (WTI) s'est établi en moyenne à 44,94 USD par baril au troisième trimestre de 2016, en baisse par rapport aux 46,57 USD par baril enregistrés au cours du trimestre correspondant en 2015. Western Canada Select (WCS) s'est établi en moyenne à 31,43 USD par baril, contre 33,38 USD par baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s'est creusé à 30 % au troisième trimestre de 2016, comparativement à 28 % pour la même période en 2015.

Le dollar canadien valait en moyenne 0,77 USD au troisième trimestre de 2016, essentiellement inchangé par rapport à la même période de 2015.

Les réalisations moyennes de l'Impériale en dollars canadiens pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont reculé de manière essentiellement conforme aux références nord-américaines, ajustées en fonction des variations du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est élevé à 30,16 $ par baril pour le troisième trimestre de 2016, soit une baisse de 2,45 $ par baril par rapport au troisième trimestre de 2015. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 58,97 $ le baril, soit une baisse de 2,24 $ pour la même période en 2015. 

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 157 000 barils par jour au troisième trimestre, en regard de 166 000 barils par jour pour la même période de l'exercice précédent. La baisse de la production s'explique principalement par les cycles de vapeur. 

La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à 159 000 barils par jour au cours du troisième trimestre (la part de l'Impériale se chiffrant à 113 000 barils), contre 181 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 128 000 barils) lors du troisième trimestre de 2015. La baisse de la production a été le résultat d'activités de maintenance planifiée et non planifiée.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 85 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 59 000 barils par jour du troisième trimestre de 2015. L'augmentation de la production reflète des efforts continus d'amélioration de la fiabilité de l'exploitation.

Les revenus nets du secteur Aval étaient de 1 002 M$ au troisième trimestre, contre 454 M$ pour la même période en 2015. L'augmentation du bénéfice s'explique principalement par la plus-value de 716 M$ dégagée de la vente de stations-service, par l'amélioration des opérations de raffinage à hauteur de 80 M$ et par des volumes de vente plus élevés, pour 50 M$, partiellement compensés par la baisse des marges sectorielles d'environ 300 M$.

Le débit moyen des raffineries était de 407 000 barils par jour, par rapport à 390 000 barils par jour au troisième trimestre de 2015. L'augmentation du débit s'explique par une plus faible activité de maintenance qu'à la même période de 2015.

Les ventes de produits pétroliers ont été de 505 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 495 000 barils par jour du troisième trimestre de 2015, cette progression concernant principalement les circuits commerciaux et de détail à valeur plus élevée.

Les revenus nets du secteur Produits chimiques étaient de 56 M$ au troisième trimestre, contre 78 M$ pour le même trimestre en 2015.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 29 M$ au troisième trimestre, comparativement à un solde négatif de 1 M$ pour la période correspondante de 2015.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 772 M$ au troisième trimestre, comparativement à 1 104 M$ pour la période correspondante de 2015, reflétant des revenus inférieurs, si l'on exclut la plus-value réalisée sur la vente de stations-service.

Les activités d'investissement ont donné lieu à des entrées nettes de 1 005 M$ au troisième trimestre, comparativement à des sorties de 619 M$ au cours de la période correspondante de 2015, reflétant le produit de la vente d'actifs en 2016 et l'achèvement de grands projets d'expansion dans le secteur Amont.

Les activités de financement ont donné lieu à des sorties de 1 724 M$ au troisième trimestre, comparativement à 147 M$ au troisième trimestre de 2015. Les flux de trésorerie dégagés des activités d'exploitation et le produit des ventes d'actifs ont été principalement utilisés au troisième trimestre 2016 pour réduire la dette à court terme. Les dividendes payés au troisième trimestre de 2016 se sont élevés à 127 M$. Les dividendes par action versés au troisième trimestre se sont élevés à 0,15 $ comparativement à 0,13 $ pour la période correspondante de 2015.

Le solde de trésorerie s'élevait à 248 M$ au 30 septembre 2016, comparativement à 366 M$ à la fin du troisième trimestre 2015.

Faits saillants des neuf premiers mois

• Le bénéfice net s'est élevé à 721 M$, contre un bénéfice net de 1 020 M$ au cours de l'exercice précédent.
  
  
• Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 0,85 $, contre un bénéfice net par action de 1,20 $ en 2015.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 264 M$, comparativement à 1 762 M$ en 2015.
  
  
• La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de 380 000 barils par jour, soit une hausse de 7 % par rapport aux 355 000 barils par jour pour la période correspondante de 2015.
  
  
• Le débit moyen des raffineries était de 351 000 barils par jour, par rapport à 385 000 barils en 2015.
  
  
• Les dividendes par action déclarés depuis le début de l'exercice se sont élevés à 0,44 $, en hausse de 0,04 $ par action par rapport à 2015.
  
  
• Évaluation de l'incidence des prix du pétrole et du gaz sur les réserves de pétrole et de gaz et la valeur des actifs.

Comparaison des trois premiers trimestres de 2016 et de 2015

Le bénéfice net au cours des neuf premiers mois de 2016 s'est établi à 721 M$ ou 0,85 $ par action sur une base diluée, dont un gain de 719 M$ (0,85 $ par action) résultant de la vente de stations-service, comparativement à un bénéfice net de 1 020 M$ ou 1,20 $ par action au cours des neuf premiers mois de 2015.

Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 764 M$ au cours des neuf premiers mois de 2016, contre une perte nette de 415 M$ à la période correspondante de l'an passé. La perte enregistrée en 2016 a reflété une baisse en matière de réalisations d'environ 970 M$, l'impact des incendies de végétation au nord de l'Alberta à hauteur de 155 M$ et l'augmentation de la dépense d'amortissement d'environ 90 M$. Ces facteurs ont été partiellement compensés par la hausse des volumes d'environ 230 M$, l'effet de la faiblesse du dollar canadien d'environ 130 M$, l'effet favorable de la baisse des redevances d'environ 90 M$ et la baisse de coûts de l'énergie, d'environ 60 M$. Le bénéfice enregistré en 2015 reflétait l'augmentation des impôts sur le revenu des sociétés en Alberta d'environ 327 M$.

West Texas Intermediate s'est établi en moyenne à 41,54 USD par baril au cours des neuf premiers mois de l'année 2016, en baisse par rapport à 51,03 USD par baril au cours de la même période l'an passé. Western Canada Select s'est établi en moyenne à 27,74 USD par baril, contre 37,89 USD par baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s'est creusé à 33 % au cours des neuf premiers mois de 2016, en hausse par rapport à 26 % pour la même période en 2015.

Au cours des neuf premiers mois de 2016, le dollar canadien a reculé face au dollar américain par rapport à la même période en 2015. Le dollar canadien valait en moyenne 0,76 USD au cours des neuf premiers mois de 2016, soit une baisse de près de 0,04 USD par rapport à la même période en 2015.

Les réalisations moyennes de l'Impériale en dollars canadiens pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont reculé de manière essentiellement conforme aux références nord-américaines, ajustées en fonction des variations du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est élevé à 23,77 $ (18,18 USD) pour les neuf premiers mois de l'année 2016, soit une baisse de 12,71 $ par baril par rapport à la même période en 2015. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 53,45 $ (40,33 USD) le baril, soit une baisse de 9,58 $ pour la même période en 2015.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 162 000 barils par jour pour les neuf premiers mois, comparativement à 160 000 barils pour la même période de 2015. La production générée par le projet d'expansion compense les effets de cycle.

La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à 169 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2016 (la part de l'Impériale se chiffrant à 120 000 barils), contre 136 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 96 000 barils) lors de la période correspondante en 2015. L'augmentation était attribuable au démarrage du projet d'expansion et à la fiabilité accrue du développement initial.

Au cours des neuf premiers mois de 2016, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 61 000 barils par jour, ce qui est comparable à la période correspondante de 2015.

Le bénéfice net du secteur Aval s'est établi à 1 393 M$, en hausse par rapport aux 1 234 M$ de la période correspondante de 2015. L'augmentation du bénéfice s'explique principalement par la plus-value de 719 M$ dégagée de la vente de stations-service, par l'effet de l'affaiblissement du dollar canadien à hauteur de 130 M$ environ, par des volumes de ventes plus élevés pour 70 M$ et la baisse des coûts d'exploitation ayant trait à la commercialisation des carburants pour environ 50 M$, partiellement compensés par la baisse des marges du secteur Aval d'environ 780 M$.

Le débit moyen des raffineries était de 351 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de l'année 2016, contre 385 000 barils au cours de la même période en 2015. L'utilisation de la capacité a diminué à 83 % contre 92 % pour la même période de 2015, ce qui reflète l'activité de maintenance élargie pendant l'année en cours.

Les ventes de produits pétroliers s'élevaient à 481 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2016, contre 482 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2015.

Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 160 M$, contre 213 M$ pour la même période en 2015.

Pour les neuf premiers mois de 2016, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 68 M$, comparativement à un solde négatif de 12 M$ en 2015, attribuable en grande partie à des intérêts capitalisés plus faibles et l'absence de l'effet de l'augmentation du taux de l'impôt en Alberta en 2015.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 264 M$ au cours des neuf premiers mois de 2016, comparativement à 1 762 M$ pour la période correspondante de 2015, reflétant des revenus inférieurs, si l'on exclut la plus-value réalisée sur la vente de stations-service.

Les activités d'investissement ont donné lieu à des entrées nettes de 350 M$ au cours des neuf premiers mois de 2016, comparativement à des sorties de 2 345 M$ au cours de la période correspondante de 2015, reflétant le produit de la vente d'actifs et l'achèvement de grands projets d'expansion dans le secteur Amont.

Les liquidités affectées aux activités de financement étaient de 1 569 M$ au cours des neuf premiers mois, contre 734 M$ de liquidités dégagées par les activités de financement au cours de la même période de 2015. Les liquidités dégagées par les activités d'exploitation et le produit des ventes d'actifs ont été utilisés pour réduire la dette à court terme. Les dividendes payés au cours des neuf premiers mois de 2016 s'élevaient à 364 M$. Les dividendes par action versés au cours des neuf premiers mois se sont élevés à 0,43 $ comparativement à 0,39 $ pour la période correspondante de 2015.

Réserves de pétrole et de gaz

Si les prix du niveau observé au cours des neuf premiers mois de 2016 se maintiennent jusqu'à la fin de l'année, conformément à la définition de la SEC des réserves prouvées, certaines quantités de pétrole, telles que celles qui sont associées à tout ou partie des activités de sables bitumineux de Kearl et Cold Lake ne rempliront pas les critères d'inclusion dans les réserves prouvées à fin 2016. Les quantités qui pourraient devoir être retirées des réserves prouvées selon la SEC représentent environ 2,6 milliards de barils de bitume à Kearl et environ 0,4 milliard de barils à Cold Lake, et seront déterminées une fois que les prix et coûts définitifs auront été calculés en fin d'année. Parmi les facteurs susceptibles d'entraîner le reclassement de ces réserves en réserves prouvées à l'avenir figurent la remontée des prix, une baisse supplémentaire des coûts et/ou des gains d'efficacité de l'exploitation. En outre, certains régimes de redevances gouvernementales peuvent faire en sorte qu'une réduction des cours conduise à une augmentation des réserves prouvées de l'Impériale. La compagnie ne prévoit pas actuellement que le déclassement de réserves prouvées déclarées suivant les définitions de la SEC affecte l'avancement de projets planifiés ou modifie nos prévisions de volumes de production.

Incidence des réserves de pétrole et de gaz et des prix sur les tests de dépréciation

Au vu de la faiblesse persistante de l'environnement du secteur Amont en 2016, et dans le cadre des procédures annuelles de planification et de préparation des budgets de l'Impériale, la compagnie procède actuellement à une évaluation de ses principaux actifs durables les plus exposés à une dépréciation potentielle, de la même manière qu'elle avait procédé fin 2015. L'évaluation utilise des cours de pétrole brut et de gaz naturel conformes à ceux que la direction utilise pour évaluer les occasions d'investissement et généralement conformes aux prévisions de prix à long terme publiées par les experts indépendants du secteur pétrolier. L'élaboration d'estimations de flux de trésorerie futurs non actualisés met en jeu une part importante de jugement de la direction, en particulier dans les cas où il est prévu que la durée de vie de l'actif concerné s'étende sur plusieurs décennies à l'avenir. Un groupe d'actifs subit une dépréciation si ses flux de trésorerie estimés non actualisés sont inférieurs à la valeur comptable de l'actif. Dans ce cas, le montant de la dépréciation est la différence entre la valeur comptable et la juste valeur. L'Impériale procèdera à son évaluation de la possibilité de récupération des actifs et analysera les conclusions de cette évaluation dans le cadre de la préparation et de la revue des états financiers de fin d'année de la compagnie, afin de les inclure dans son Formulaire 10-K pour 2016. Tant que ces activités ne sont pas achevées, il n'est pas possible d'estimer raisonnablement l'existence ni l'ampleur des dépréciations futures potentielles des actifs de longue durée de la compagnie.

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 financiers et d'exploitation 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; à la durée 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; la disponibilité et l'allocation de capitaux; les taux de change; 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 dans ce rapport et sous la rubrique 1A du Formulaire 10-K. 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. L'Impériale ne s'engage aucunement à publier une mise à jour de toute révision des prévisions contenues aux présentes, sauf si la loi l'exige.

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 LIMITÉE
			Annexe I
			Troisième trimestre			Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire			2016	2015		2016	2015
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
	Total des produits et des autres revenus		7 442	7 155		18 912	20 659
	Total des dépenses		6 260	6 518		18 131	18 865
	Bénéfice (perte) avant impôts		1 182	637		781	1 794
	Impôts sur le bénéfice		179	158		60	774
	Bénéfice (perte) net		1 003	479		721	1 020
	Bénéfice (perte) net par action ordinaire (dollars)		1,18	0,56		0,85	1,20
	Bénéfice (perte) net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (dollars)		1,18	0,56		0,85	1,20
Autres données financières
	Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation		434	416		1 237	1 180
	Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts		774	26		808	65
	Total de l'actif au 30 septembre					42 094	43 452
	Total du passif au 30 septembre					7 310	8 426
	Couverture des intérêts par le bénéfice (nombre de fois couverts)					8,3	29,1
	Autres obligations à long terme au 30 septembre					3 444	3 900
	Capitaux propres au 30 septembre					23 982	23 161
	Capital engagés au 30 septembre					31 309	31 604
	Rendement des capitaux utilisés moyens (en pourcentage) (a)					2,8	5,6
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
		Total	127	119		373	339
		Par action ordinaire (dollars)	0,15	0,14		0,44	0,40
	Millions d'actions ordinaires en circulation
		Au 30 septembre				847,6	847,6
		Moyenne - compte tenu d'une dilution	850,8	850,9		850,6	850,7

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

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LIMITÉE
		Annexe II
		Troisième trimestre			Neuf mois
en millions de dollars canadiens		2016	2015		2016	2015
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période		248	366		248	366
Bénéfice (perte) net		1 003	479		721	1 020
Ajustements au titre des éléments hors trésorerie :
	Dépréciation et épuisement	398	400		1 229	1 052
	(Gain) perte à la vente d'actifs	(909)	(29)		(952)	(80)
	Charge d'impôts futurs et autres	215	86		35	358
Variations de l'actif et du passif d'exploitation		65	168		231	(588)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation		772	1 104		1 264	1 762
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement		1 005	(619)		350	(2 345)
	Produits associés à la vente d'actifs	1 194	28		1 244	118
Flux de trésorerie liés aux activités de financement		(1 724)	(147)		(1 569)	734

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LIMITÉE
		Annexe III
		Troisième trimestre			Neuf mois
en millions de dollars canadiens		2016	2015		2016	2015
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
	Secteur Amont	(26)	(52)		(764)	(415)
	Secteur Aval	1 002	454		1 393	1 234
	Produits chimiques	56	78		160	213
	Comptes non sectoriels et autres	(29)	(1)		(68)	(12)
	Bénéfice (perte) net	1 003	479		721	1 020
Revenus et autres produits
	Secteur Amont	2 026	2 081		5 237	6 410
	Secteur Aval	6 094	5 623		15 078	16 037
	Produits chimiques	340	360		955	1 082
	Éliminations/autres	(1 018)	(909)		(2 358)	(2 870)
	Revenus et autres produits	7 442	7 155		18 912	20 659
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur Amont	861	879		2 584	2 787
	Secteur Aval	3 827	3 906		10 139	11 172
	Produits chimiques	188	176		518	563
	Éliminations	(1 019)	(908)		(2 357)	(2 869)
	Achats de pétrole brut et de produits	3 857	4 053		10 884	11 653
Production et fabrication
	Secteur Amont	887	923		2 634	2 826
	Secteur Aval	323	377		1 059	1 125
	Produits chimiques	51	51		149	154
	Éliminations	-	-		-	-
	Production et fabrication	1 261	1 351		3 842	4 105
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
	Secteur Amont	149	1 050		745	2 644
	Secteur Aval	38	55		145	276
	Produits chimiques	7	17		21	33
	Comptes non sectoriels et autres	11	20		37	58
	Dépenses en immobilisations et frais d'exploration	205	1 142		948	3 011
	Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus	16	19		75	52

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LIMITÉE
		Annexe IV
Données d'exploitation		Troisième trimestre			Neuf mois
		2016	2015		2016	2015
Production brute de pétrole brut et de liquides de gaz naturel(LGN)
(milliers de barils par jour)
	Cold Lake	157	166		162	160
	Kearl	113	128		120	96
	Syncrude	85	59		61	61
	Classique	14	12		14	14
	Total de la production de pétrole brut	369	365		357	331
	LGN mis en vente	1	2		1	2
	Total de la production de pétrole brut et de LGN	370	367		358	333
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)		135	116		131	132
Production brute d'équivalent pétrole (a)		393	386		380	355
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
	Cold Lake	134	141		137	141
	Kearl	110	125		118	94
	Syncrude	85	58		61	57
	Classique	12	13		13	13
	Total de la production de pétrole brut	341	337		329	305
	LGN mis en vente	1	1		1	1
	Total de la production de pétrole brut et de LGN	342	338		330	306
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)		122	118		125	127
Production nette d'équivalent pétrole (a)		362	358		351	327
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)		198	211		213	212
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)		146	170		161	120
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)		5	5		5	6
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
	Prix touché pour le bitume (le baril)	30,16	32,61		23,77	36,48
	Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril)	58,97	61,21		53,45	63,03
	Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril)	40,33	37,72		33,51	37,68
	Prix touché pour le LGN (le baril)	11,50	6,48		13,21	13,94
	Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes)	2,56	1,75		2,17	2,44
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)		407	390		351	385
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)		97	93		83	92
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
	Essence	275	261		262	247
	Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur	171	168		167	173
	Mazout lourd	17	16		14	17
	Huiles lubrifiantes et autres produits	42	50		38	45
	Ventes nettes de produits pétroliers	505	495		481	482
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)		242	239		704	706

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

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LIMITÉE
			Annexe V
			Bénéfice (perte) net par
	Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)		action ordinaire - résultat dilué
	(en millions de dollars canadiens)		(dollars)
2012
Premier trimestre	1 015		1,19
Deuxième trimestre	635		0,75
Troisième trimestre	1 040		1,22
Quatrième trimestre	1 076		1,26
Exercice	3 766		4,42
2013
Premier trimestre	798		0,94
Deuxième trimestre	327		0,38
Troisième trimestre	647		0,76
Quatrième trimestre	1 056		1,24
Exercice	2 828		3,32
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
2015
Premier trimestre	421		0,50
Deuxième trimestre	120		0,14
Troisième trimestre	479		0,56
Quatrième trimestre	102		0,12
Exercice	1 122		1,32
2016
Premier trimestre	(101)		(0,12)
Deuxième trimestre	(181)		(0,21)
Troisième trimestre	1 003		1,18
	721		0,85

Après plus d'un siècle, l'Impériale reste un meneur de l'industrie en appliquant la technologie et l'innovation pour développer les ressources énergétiques canadiennes de manière responsable. En tant que principal raffineur de pétrole, important producteur de pétrole brut et de gaz naturel, un producteur pétrochimique clé et principal distributeur de combustibles du Canada, notre compagnie s'engage à respecter des normes élevées dans tous ses secteurs.

SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

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