- 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/ -
|
|
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Troisième
trimestre
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|
Neuf
mois
|
(en millions de
dollars canadiens, sauf indication contraire)
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2016
|
2015
|
%
|
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2016
|
2015
|
%
|
Bénéfice (perte) net
(PCGR des États-Unis)
|
1
003
|
479
|
109
|
|
721
|
1 020
|
(29)
|
Bénéfice (perte) net
par action ordinaire
|
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|
|
|
- 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
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|
|
|
|
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|
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|
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