- Hausse de la production du secteur Amont de 26 %, total trimestriel le plus élevé depuis plus de 10 ans
- Les activités de gestion de frais ont généré des économies de 1,1 G$ en cumul annuel
- La génération de liquidités a surpassé les exigences en matière de capital et les dividendes de plus de 300 M$
CALGARY, le 30 oct. 2015 /CNW/ -
| Troisième trimestre |
Neuf mois |
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| (en millions de dollars, sauf indication contraire) |
2015 |
2014 |
% |
2015 |
2014 |
% |
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| Bénéfice net (PCGR des États-Unis) |
479 |
936 |
(49) |
1 020 |
3 114 |
(67) |
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| Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (dollars) |
0,56 |
1,10 |
(49) |
1,20 |
3,66 |
(67) |
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| Dépenses en immobilisations et frais d'exploration |
1 142 |
1 434 |
(20) |
3 011 |
4 066 |
(26) |
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Le rendement de l'Impériale au troisième trimestre fait foi de nos priorités : l'accent sur les fondamentaux de nos activités de base, la réalisation de la pleine valeur de nos investissements récents pour l'expansion du secteur d'Amont et la réduction significative des frais dans un contexte économique difficile.
« Les résultats étayent notre capacité à mettre en exécution notre stratégie de croissance du secteur Amont à long terme, tout en réagissant au contexte actuel du prix des produits de base », déclare Rich Kruger, président du conseil, président et directeur général. « Cette année vise une création de croissance du secteur Amont inégalée et générera de la valeur pour les décennies à venir. En même temps, nous avons réduit nos coûts d'exploitation et en capital de plus de un milliard de dollars par rapport aux versions préalables du plan, afin de renforcer nos activités et améliorer notre résilience au sein du contexte économique actuel. »
La société a obtenu ces réductions de coûts grâce à une amélioration de la sélection des nouveaux investissements en capital, une vérification accrue de toutes nos dépenses d'exploitation et un engagement continu envers les fournisseurs et les sous-traitants afin d'améliorer l'efficacité et la productivité.
« Plus particulièrement, les coûts unitaires décaissés en Amont au cours du trimestre étaient presque 25 % inférieurs à ceux de notre moyenne annuelle en 2014 », ajoute M. Kruger.
Parmi les autres faits saillants du trimestre, ajoutons une production moyenne de 386 000 barils d'équivalent pétrole brut par jour, en hausse de 12 %, ou 42 000 barils par jour, comparativement au deuxième trimestre de 2015, et en hausse de 26 %, ou 79 000 barils par jour, du troisième trimestre de 2014. Le bénéfice du trimestre s'est chiffré à 479 M$, ou 0,56 $ par action, une baisse de 49 % par rapport à la période correspondante en 2014, attribuable à la baisse du prix mondial du pétrole brut. Un robuste rendement financier des secteurs de l'Aval et des Produits chimiques continue d'étayer la valeur du modèle de gestion intégré de l'Impériale. Le flux de trésorerie des activités d'exploitation s'est établi à 1 104 M$, ou 1,30 $ par action, et a surpassé les exigences de capital et les dividendes versés de plus de 300 M$.
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net a été de 479 M$ ou 0,56 $ par action sur une base diluée, en baisse de 49 % par rapport aux 936 M$ ou 1,10 $ par action du troisième trimestre de 2014, attribuable à la faiblesse des prix mondiaux du pétrole brut.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de 386 000 barils par jour, soit une hausse de 26 % par rapport aux 307 000 barils produits au cours du troisième trimestre de 2014. La production était à son niveau le plus élevé en plus de dix ans.
- Le débit moyen des raffineries était de 390 000 barils par jour, par rapport à 409 000 barils par jour lors du troisième trimestre de 2014. La capacité d'utilisation était de 93 % en moyenne, avec une maintenance prévue accomplie au cours du trimestre.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 495 000 barils par jour, par rapport à 502 000 barils par jour lors du troisième trimestre de 2014. La société continue de détenir une importante part du marché de tous les segments de produits dans le monde entier.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont totalisé 1 142 M$, en baisse de 292 M$ par rapport au troisième trimestre de 2014. Les dépenses étaient axées principalement sur l'achèvement des projets d'expansion du secteur Amont et sur le contrat de location-acquisition du pipeline Woodland d'environ 480 M$.
- Le flux de trésorerie des activités d'exploitation s'est établi à 1 104 M$, ou 1,30 $ par action, en baisse de 126 M$ par rapport au troisième trimestre de 2014. La génération de liquidités a surpassé les exigences en matière de capital et les dividendes versés de plus de 300 M$ au cours du trimestre.
- Au cours du trimestre, la production moyenne de Kearl a atteint 181 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 128 000 barils), y compris l'incidence d'importants travaux d'entretien en septembre. La production était en hausse de 103 000 barils (la part de l'Impériale se chiffrant à 73 000 barils) par rapport au troisième trimestre 2014, et en hausse de 51 000 barils (la part de l'Impériale se chiffrant à 36 000 barils) par rapport au deuxième trimestre de 2015. L'augmentation était principalement attribuable au premier trimestre d'exploitation complet du projet d'expansion.
- La production de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 166 000 barils par jour au cours du trimestre, en hausse de 149 000 barils par rapport au trimestre correspondant de 2014. La production de Nabiye a poursuivi son accélération à la suite de son démarrage au cours du premier trimestre 2015.
- La quote-part de la société dans la production de Syncrude était de 59 000 barils par jour en moyenne au cours du troisième trimestre, par rapport à 61 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2014 Syncrude a mis en place une récupération par étape à la suite d'un incident de processus survenu à la fin du mois d'août. L'incident était attribuable à une défaillance des conduites à l'installation de Mildred Lake, et les activités ont été reprises au début du mois d'octobre.
- Le pipeline de Woodland, une coentreprise avec Enbridge, a été complété comme prévu. Le pipeline de près de 530 kilomètres achemine le bitume fluidifié vers Edmonton à une capacité initiale de 400 000 barils, réduisant les contraintes de capacité potentielles sur la production de Kearl et permettant l'accès à des marchés de grande valeur pour la production brute.
- L'application réglementaire pour Aspen a été modifiée pour inclure la technologie AS-SGIV. L'application réglementaire auprès de l'organisme de réglementation de l'énergie en Alberta a été modifiée afin de développer une ressource de bitume de 1,2 G$ à l'aide de la première utilisation de la technologie d'ajout de solvant à la séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (AS-SGIV) du secteur. La technologie améliore significativement l'efficacité du capital et diminue l'intensité des gaz à effet de serre comparativement aux technologies SGIV existantes. Ceci sera mis en place au cours de deux phases de 75 000 barils par jour de production, respectivement, le calendrier de développement est assujetti aux approbations réglementaires et aux conditions du marché. Une décision de placement définitive pourrait avoir lieu aussi tôt que 2017.
- Demande d'extension du permis relatif au projet de gaz de Mackenzie soumise à l'Office national de l'énergie (ONE). L'Impériale a demandé une extension du permis de construction de pipeline à l'ONE. Une extension permettrait aux participants d'une coentreprise d'avoir accès aux effets de modifications du marché du gaz naturel nord-américain, y compris l'effet potentiel de projets de GNL proposés.
- L'Impériale et Husky Energy créeront un réseau de transport de carburant national d'environ 160 sites à l'échelle du Canada, environ le double de chacun des réseaux individuels aujourd'hui. En vertu de l'accord, Husky serait responsable de la gestion des relations avec les courtiers et de la croissance du réseau à titre de détaillant de marque Esso, tandis que l'Impériale fournirait le carburant et les programmes de commercialisation au réseau consolidé. L'accord est assujetti à l'approbation du Bureau canadien de la concurrence et des conditions de clôture.
Comparaison des troisièmes trimestres de 2015 et de 2014
Le bénéfice net de la compagnie du troisième trimestre de 2015 a été de 479 M$ ou 0,56 $ par action sur une base diluée, comparativement à 936 M$ ou 1,10 $ par action pour la même période de l'année précédente.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette au troisième trimestre de 52 M$, comparativement à un bénéfice net de 532 M$ à la période correspondante de 2014. Le bénéfice du troisième trimestre 2015 reflète la baisse des prix touchés pour le brut et le gaz d'environ 1 250 M$ des dépenses d'amortissement en hausse à 80 M$. Ces facteurs ont été partiellement compensés par la hausse des volumes de Kearl et de Cold Lake, qui se sont chiffrés à 280 M$, l'effet favorable de la faiblesse du dollar canadien, environ 270 M$, et la baisse des redevances d'environ 230 M$.
West Texas Intermediate (WTI), la principale référence en dollars américains pour le brut en Amérique du Nord, a diminué de 52 % par rapport au trimestre correspondant en 2014. Les prix moyens obtenus en dollars canadiens par la société pour le pétrole synthétique et le bitume ont diminué d'environ 40 et 56 % au cours du troisième trimestre de 2015 pour se chiffrer à 61,21 $ et 32,61 $ le baril, respectivement, car la baisse de la référence du brut et l'augmentation de l'écart léger-lourd ont été partiellement compensées par la faiblesse du dollar canadien. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 1,75 $ le millier de pieds cubes au troisième trimestre de 2015, était en baisse d'environ 1,83 $ par rapport à la même période de 2014.
La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 166 000 barils par jour au troisième trimestre, en regard de 149 000 barils par jour pour la même période de l'exercice précédent, principalement en raison de la poursuite de l'accélération de la production à Nabiye.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à 181 000 barils par jour au cours du troisième trimestre (la part de l'Impériale se chiffrant à 128 000 barils), contre 78 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 55 000 barils) lors du troisième trimestre 2014, reflétant l'excellent démarrage du projet d'expansion de Kearl.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 59 000 barils par jour, contre 61 000 barils par jour au troisième trimestre de 2014.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 12 000 barils par jour au troisième trimestre, en regard de 16 000 barils par jour pour la période correspondante de 2014. La faiblesse du volume de production était principalement attribuable à des activités de maintenance prévues et le déclin naturel des réservoirs.
La production brute de gaz naturel au troisième trimestre de 2015 a totalisé 116 millions de pieds cubes par jour, comparativement à 149 millions de pieds cubes par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est élevé à 454 M$ au troisième trimestre, soit 111 M$ de plus qu'au trimestre correspondant de l'exercice 2014. L'augmentation du bénéfice était principalement attribuable à l'effet favorable de la faiblesse du dollar canadien, se chiffrant à environ 160 M$, partiellement compensé par des frais de maintenance des raffineries prévue et d'exploitation supérieurs, principalement en lien avec le terminal de chargement de wagons-citernes d'Edmonton, d'environ 70 M$.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques était de 78 M$ au troisième trimestre, un chiffre trimestriel record, en hausse de 18 % comparativement aux 66 M$ du trimestre correspondant en 2014.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 1 M$ au troisième trimestre, comparativement à un solde négatif de 5 M$ pour la période correspondante de 2014.
Le solde de trésorerie s'élevait à 366 M$ au 30 septembre 2015, comparativement à 43 M$ à la fin du troisième trimestre de 2014.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 104 M$ au troisième trimestre, soit 126 M$ de plus que pour la période correspondante de 2014. La baisse des flux de trésorerie était attribuable à la baisse du bénéfice, partiellement compensée par les effets favorables du fonds de roulement.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties nettes de 619 M$ au troisième trimestre, comparativement à 1 379 M$ au cours de la période correspondante de 2014, reflétant la baisse des acquisitions d'immobilisations corporelles qui se sont établies à 647 M$ au cours du troisième trimestre, contre 1 351 M$ au cours du trimestre correspondant en 2014. Les dépenses au cours du trimestre appuyaient principalement l'achèvement des projets d'expansion du secteur Amont.
La trésorerie utilisée pour les activités de financement se chiffrait à 147 M$ au troisième trimestre, comparativement à 21 M$ de trésorerie générés par des activités de financement au troisième trimestre de 2014. Les dividendes payés au troisième trimestre de 2015 se sont élevés à 110 M$. Les dividendes par action versés au troisième trimestre se sont élevés à 0,13 $, à l'instar de la période correspondante de 2014.
Faits saillants des neuf premiers mois
- Le bénéfice net s'est élevé à 1 020 M$, en baisse comparativement à 3 114 M$ au cours de l'exercice précédent.
- Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été de 1,20 $, comparativement à 3,66 $ en 2014.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 762 M$ comparativement à 3 314 M$ en 2014.
- Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement de 2 345 M$ étaient en baisse de 772 M$, comparativement à la période correspondante en 2014, reflétant principalement la baisse des acquisitions d'immobilisations corporelles.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de 355 000 barils par jour, soit une hausse de 15 % par rapport aux 308 000 barils par jour pour la période correspondante de 2014.
- Le débit moyen des raffineries était de 385 000 barils par jour, par rapport à 402 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2014
- Les dividendes par action déclarés depuis le début de l'exercice se sont élevés à 0,40 $, en hausse de 0,01 $ par action par rapport à 2014.
Comparaison des trois premiers trimestres de 2015 et de 2014
Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2015 était de 1 020 M$, ou 1,20 $ par action sur une base diluée, et inclut des charges nettes, principalement hors trésorerie, de 320 M$ associées à la récente augmentation des impôts sur le revenu de sociétés en Alberta, comparativement aux 3 114 M$ ou 3,66 $ par action pour les neuf premiers mois de 2014, qui inclut un gain de 478 M$ sur la vente d'actifs de production classique du secteur Amont.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 415 M$ au cours des neuf premiers mois de 2015, comparativement à un bénéfice net de 1 841 M$ à la période correspondante de 2014. Le bénéfice de 2015 reflète la baisse des prix touchés pour le brut et le gaz d'environ 3 000 M$, une charge nette de 327 M$ associés à l'augmentation des impôts sur le revenu d'entreprises en Alberta et la hausse des frais d'amortissement d'environ 130 M$. Les résultats de 2014 comprennent un gain de 478 M$ provenant de la cession d'actifs de production classiques du secteur Amont. Ces facteurs ont été partiellement compensés par l'effet favorable de la faiblesse du dollar canadien, se chiffrant à environ 590 M$, la baisse des redevances d'environ 560 M$, la hausse des volumes liquides d'environ 490 M$, principalement à Kearl et à Cold Lake, et la baisse des coûts de l'énergie d'environ 90 M$.
WTI, la principale référence en dollars américains pour le brut en Amérique du Nord, a diminué de 49 % par rapport à la période correspondante en 2014. Les prix moyens obtenus en dollars canadiens par la société pour le pétrole synthétique et le bitume ont diminué d'environ 41 et 49 % au cours des neuf premiers mois de 2015 pour se chiffrer à 63,03 $ et 36,48 $ le baril, respectivement, car la baisse de la référence du brut et l'augmentation de l'écart léger-lourd ont été partiellement compensées par la faiblesse du dollar canadien. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 2,44 $ le millier de pieds cubes en 2015, était en baisse d'environ 2,53 $ par rapport à la même période de 2014.
La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 160 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois, en regard de 145 000 barils par jour pour la même période de l'exercice précédent, principalement en raison de la production à Nabiye.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à 136 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2015 (la part de l'Impériale se chiffrant à 96 000 barils), contre 73 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 52 000 barils), reflétant le démarrage précoce du projet d'expansion de Kearl et l'amélioration de la fiabilité du développement initial.
Au cours des neuf premiers mois de 2015, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 61 000 barils par jour, comparativement à 62 000 barils pour la période correspondante de 2014.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 14 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2015, contre 18 000 barils au cours de la période correspondante de 2014. 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 2015 a totalisé 132 millions de pieds cubes par jour, comparativement à 171 millions de pieds cubes par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant l'incidence des biens cédés.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est établi à 1 234 M$, en hausse de 37 M$ par rapport à la période correspondante de 2014. L'augmentation du bénéfice était attribuable à l'effet favorable de la faiblesse du dollar canadien, se chiffrant à environ 360 M$, une hausse des marges de commercialisation et des volumes de carburant d'environ 70 M$, la baisse des coûts de l'énergie de 70 M$ et un gain en 2015 de 17 M$ provenant de la vente d'actifs. Ces facteurs ont été partiellement compensés par les effets de la baisse des marges de raffinage se chiffrant à environ 280 M$, des frais de maintenance des raffineries prévue et d'exploitation supérieurs, principalement en lien avec le terminal de chargement de wagons-citernes d'Edmonton, d'environ 220 M$.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de 213 M$ pour les neuf premiers mois de 2015, une augmentation de 47 M$ comparativement à la période correspondante de 2014.
Pour les neuf premiers mois de 2015, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 12 M$, comparativement à un solde négatif de 90 M$ en 2014, attribuable en grande partie à la baisse des charges liées à la rémunération à base d'actions et l'effet de l'augmentation de l'impôt sur le revenu de sociétés en Alberta.
Des données financières et d'exploitation clé 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 différentes 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.
| Annexe I |
|||||||||
| COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
|||||||||
| TROISIÈME TRIMESTRE 2015 |
|||||||||
| Troisième trimestre |
Neuf mois |
||||||||
| en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2015 |
2014 |
2015 |
2014 |
|||||
| Bénéfice net (PCGR des États-Unis) |
|||||||||
| Total des produits et des autres revenus |
7 155 |
9 658 |
20 659 |
28 933 |
|||||
| Total des dépenses |
6 518 |
8 413 |
18 865 |
24 782 |
|||||
| Bénéfice avant impôts sur le bénéfice |
637 |
1 245 |
1 794 |
4 151 |
|||||
| Impôt sur le bénéfice |
158 |
309 |
774 |
1 037 |
|||||
| Bénéfice net |
479 |
936 |
1 020 |
3 114 |
|||||
| Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) |
0,56 |
1,10 |
1,20 |
3,67 |
|||||
| Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars) |
0,56 |
1,10 |
1,20 |
3,66 |
|||||
| Autres données financières |
|||||||||
| Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation |
416 |
412 |
1 180 |
1 165 |
|||||
| Gain/(perte) à la vente d'actifs, après impôts |
26 |
2 |
65 |
498 |
|||||
| Total de l'actif au 30 septembre |
43 452 |
40 242 |
|||||||
| Total du passif au 30 septembre |
8 426 |
6 202 |
|||||||
| Couverture des intérêts par le bénéfice |
|||||||||
| (nombre de fois couverts) |
29,1 |
66,9 |
|||||||
| Autres obligations à long terme au 30 septembre |
3 900 |
2 817 |
|||||||
| Capitaux propres au 30 septembre |
23 161 |
22 379 |
|||||||
| Capitaux engagés au 30 septembre |
31 604 |
28 600 |
|||||||
| Rendement des capitaux investis moyens (a) |
|||||||||
| (pour cent) |
5,6 |
15,3 |
|||||||
| Dividendes déclarés sur les actions ordinaires |
|||||||||
| Total |
119 |
111 |
339 |
331 |
|||||
| Par action ordinaire (dollars) |
0,14 |
0,13 |
0,40 |
0,39 |
|||||
| Millions d'actions ordinaires en circulation |
|||||||||
| Au 30 septembre |
847,6 |
847,6 |
|||||||
| Moyenne - compte tenu d'une dilution |
850,9 |
850,9 |
850,7 |
850,7 |
|||||
| (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 2015 |
|||||||||
| Troisième trimestre |
Neuf mois |
||||||||
| en millions de dollars canadiens |
2015 |
2014 |
2015 |
2014 |
|||||
| Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période |
366 |
43 |
366 |
43 |
|||||
| Bénéfice net |
479 |
936 |
1 020 |
3 114 |
|||||
| Ajustements au titre des éléments hors trésorerie : |
|||||||||
| Amortissement et épuisement |
400 |
276 |
1 052 |
836 |
|||||
| (Gain)/perte à la vente d'actifs |
(29) |
(4) |
(80) |
(664) |
|||||
| Charge d'impôts futurs et autres |
86 |
185 |
358 |
411 |
|||||
| Variations de l'actif et du passif d'exploitation |
168 |
(163) |
(588) |
(383) |
|||||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation |
1 104 |
1 230 |
1 762 |
3 314 |
|||||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement |
(619) |
(1 379) |
(2 345) |
(3 117) |
|||||
| Produits de la vente d'actifs |
28 |
7 |
118 |
814 |
|||||
| Flux de trésorerie liés aux activités de financement |
(147) |
21 |
734 |
(426) |
|||||
| Annexe III |
|||||||||
| COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
|||||||||
| TROISIÈME TRIMESTRE 2015 |
|||||||||
| Troisième trimestre |
Neuf mois |
||||||||
| en millions de dollars canadiens |
2015 |
2014 |
2015 |
2014 |
|||||
| Bénéfice net (PCGR des États-Unis) |
|||||||||
| Secteur Amont |
(52) |
532 |
(415) |
1 841 |
|||||
| Secteur Aval |
454 |
343 |
1 234 |
1 197 |
|||||
| Produits chimiques |
78 |
66 |
213 |
166 |
|||||
| Comptes non sectoriels et autres |
(1) |
(5) |
(12) |
(90) |
|||||
| Bénéfice net |
479 |
936 |
1 020 |
3 114 |
|||||
| Revenus et autres produits |
|||||||||
| Secteur Amont |
2 081 |
3 444 |
6 410 |
10 517 |
|||||
| Secteur Aval |
5 623 |
7 244 |
16 037 |
21 610 |
|||||
| Produits chimiques |
360 |
457 |
1 082 |
1 418 |
|||||
| Éliminations/Autres |
(909) |
(1 487) |
(2 870) |
(4 612) |
|||||
| Total |
7 155 |
9 658 |
20 659 |
28 933 |
|||||
| Achats de pétrole brut et de produits |
|||||||||
| Secteur Amont |
879 |
1 590 |
2 787 |
4 425 |
|||||
| Secteur Aval |
3 906 |
5 701 |
11 172 |
16 898 |
|||||
| Produits chimiques |
176 |
296 |
563 |
966 |
|||||
| Éliminations |
(908) |
(1 487) |
(2 869) |
(4 612) |
|||||
| Achats de pétrole brut et de produits |
4 053 |
6 100 |
11 653 |
17 677 |
|||||
| Dépenses de production et de fabrication |
|||||||||
| Secteur Amont |
923 |
917 |
2 826 |
2 933 |
|||||
| Secteur Aval |
377 |
389 |
1 125 |
1 125 |
|||||
| Produits chimiques |
51 |
52 |
154 |
166 |
|||||
| Éliminations |
- |
- |
- |
- |
|||||
| Dépenses de production et de fabrication |
1 351 |
1 358 |
4 105 |
4 224 |
|||||
| Dépenses en immobilisations et frais d'exploration |
|||||||||
| Secteur Amont |
1 050 |
1 280 |
2 644 |
3 680 |
|||||
| Secteur Aval |
55 |
127 |
276 |
310 |
|||||
| Produits chimiques |
17 |
7 |
33 |
15 |
|||||
| Comptes non sectoriels et autres |
20 |
20 |
58 |
61 |
|||||
| Dépenses en immobilisations et frais d'exploration |
1 142 |
1 434 |
3 011 |
4 066 |
|||||
| Les frais d'exploitation imputés au bénéfice sont inclus ci-dessus. |
19 |
14 |
52 |
52 |
|||||
| Annexe IV |
|||||||||
| COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
|||||||||
| TROISIÈME TRIMESTRE 2015 |
|||||||||
| Données d'exploitation |
Troisième trimestre |
Neuf mois |
|||||||
| 2015 |
2014 |
2015 |
2014 |
||||||
| Production brute de pétrole brut et de liquides de gaz naturel (LGN) |
|||||||||
| (en milliers de barils par jour) |
|||||||||
| Cold Lake |
166 |
149 |
160 |
145 |
|||||
| Kearl |
128 |
55 |
96 |
52 |
|||||
| Syncrude |
59 |
61 |
61 |
62 |
|||||
| Classique |
12 |
16 |
14 |
18 |
|||||
| Total de la production de pétrole brut |
365 |
281 |
331 |
277 |
|||||
| LGN mis en vente |
2 |
2 |
2 |
2 |
|||||
| Total de la production de pétrole brut et de LGN |
367 |
283 |
333 |
279 |
|||||
| Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
116 |
149 |
132 |
171 |
|||||
| Production brute d'équivalent pétrole (a) |
|||||||||
| (en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) |
386 |
307 |
355 |
308 |
|||||
| Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour) |
|||||||||
| Cold Lake |
141 |
114 |
141 |
112 |
|||||
| Kearl |
125 |
51 |
94 |
48 |
|||||
| Syncrude |
58 |
56 |
57 |
57 |
|||||
| Classique |
13 |
13 |
13 |
15 |
|||||
| Total de la production de pétrole brut |
337 |
234 |
305 |
232 |
|||||
| LGN mis en vente |
1 |
2 |
1 |
2 |
|||||
| Total de la production de pétrole brut et de LGN |
338 |
236 |
306 |
234 |
|||||
| Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
118 |
136 |
127 |
157 |
|||||
| Production nette d'équivalent pétrole (a) |
|||||||||
| (en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) |
358 |
259 |
327 |
260 |
|||||
| Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) |
211 |
190 |
212 |
191 |
|||||
| Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour) |
170 |
85 |
120 |
72 |
|||||
| Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) |
5 |
6 |
6 |
8 |
|||||
| Prix de vente moyens (en dollars canadiens) |
|||||||||
| Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril) |
37,72 |
81,78 |
37,68 |
80,44 |
|||||
| Prix touché pour le LGN (le baril) |
6,48 |
37,57 |
13,94 |
50,74 |
|||||
| Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes) |
1,75 |
3,58 |
2,44 |
4,97 |
|||||
| Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril) |
61,21 |
102,58 |
63,03 |
106,59 |
|||||
| Prix touché pour le bitume (le baril) |
32,61 |
74,82 |
36,48 |
72,11 |
|||||
| Débit des raffineries (en milliers de barils par jour) |
390 |
409 |
385 |
402 |
|||||
| Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) |
93 |
97 |
92 |
95 |
|||||
| Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour) |
|||||||||
| Essence (essence automobile) |
261 |
255 |
247 |
245 |
|||||
| Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats) |
168 |
176 |
173 |
180 |
|||||
| Mazout lourd |
16 |
25 |
17 |
20 |
|||||
| Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres) |
50 |
46 |
45 |
42 |
|||||
| Ventes nettes de produits pétroliers |
495 |
502 |
482 |
487 |
|||||
| Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes) |
239 |
243 |
706 |
739 |
|||||
| (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 2015 |
|||||||||
| Bénéfice net par |
|||||||||
| Bénéfice net (PCGR des États-Unis) |
action ordinaire - dilué |
||||||||
| (millions de dollars canadiens) |
(dollars) |
||||||||
| 2011 |
|||||||||
| Premier trimestre |
781 |
0,91 |
|||||||
| Deuxième trimestre |
726 |
0,85 |
|||||||
| Troisième trimestre |
859 |
1,01 |
|||||||
| Quatrième trimestre |
1 005 |
1,18 |
|||||||
| Exercice |
3 371 |
3,95 |
|||||||
| 2012 |
|||||||||
| Premier trimestre |
1 015 |
1,19 |
|||||||
| Deuxième trimestre |
635 |
0,75 |
|||||||
| Troisième trimestre |
1 040 |
1,22 |
|||||||
| 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 |
|||||||
Même après plus d'un siècle d'existence, l'Impériale demeure un acteur majeur dans la promotion de la technologie et de l'innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques du Canada de façon respectueuse. Principal raffineur de produits pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut et de gaz naturel, producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la distribution de carburant à l'échelle du pays, notre compagnie continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce, dans tous les secteurs d'activité
SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée
(587) 476-7010
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