- Accroissement de la production du secteur Amont de 18 % par
rapport au deuxième trimestre de 2017
- Les ventes de produits pétroliers de 500 000 barils par jour
demeurent à des niveaux quasi inégalés
- Versement de 386 millions de dollars aux actionnaires sous
forme de dividendes et de rachats d'actions
CALGARY, le 27 oct. 2017 /CNW/ -
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Troisième
trimestre
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Neuf
mois
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en millions de
dollars canadiens, sauf indication contraire
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2017
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2016
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%
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2017
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2016
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%
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Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
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371
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1 003
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(63)
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627
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721
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(13)
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Bénéfice net par
action ordinaire
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0,44
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1,18
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(63)
|
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0,74
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0,85
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(13)
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- compte tenu
d'une dilution (en dollars)
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Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
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159
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205
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(22)
|
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455
|
948
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(52)
|
Au cours du troisième trimestre de 2017, l'Impériale a
enregistré un bénéfice net de 371 millions de dollars, contre un
bénéfice net de 1 003 millions de dollars pour la même période
en 2016. Les résultats de 2016 comprennent un gain de
716 millions de dollars (0,84 $ par action) provenant de
la vente de stations-service.
« Au troisième trimestre, le rendement d'exploitation des
activités dans les secteurs Amont et Aval a été solide et s'est
amélioré considérablement en comparaison à celui du deuxième
trimestre de 2017. L'Impériale continue à mettre l'accent sur
les fondamentaux de ses activités de base et à réaliser des progrès
sur le plan des priorités stratégiques dans le but de maximiser la
valeur de ses actifs intégrés », a déclaré Rich Kruger, président du conseil, président et
chef de la direction.
La production brute d'équivalent pétrole du secteur Amont s'est
établie à 390 000 barils par jour au troisième trimestre,
soit 18 % de plus qu'au deuxième trimestre de 2017, en
raison de l'augmentation des volumes de production dans chacun des
actifs importants de l'Impériale. Au cours du trimestre, la
production de Kearl s'est établie à 182 000 barils par
jour (la part de l'Impériale se chiffrant à
129 000 barils), incluant l'incidence des activités de
redressement programmées, alors que l'amélioration de la fiabilité
se poursuit. La compagnie a optimisé les activités d'entretien
prévues pour mettre en œuvre des améliorations, conformément au
plan d'amélioration de la fiabilité de Kearl. Syncrude a repris ses
activités après l'incendie dans l'unité de valorisation Syncrude à
Mildred Lake survenu au début du
trimestre et a maintenu des volumes de production élevés par la
suite.
Le secteur Aval de l'Impériale a
continué d'afficher des résultats solides. Les ventes de produits
pétroliers sont demeurées à des niveaux quasi inégalés, témoignant
de l'importance que l'entreprise accorde à la conclusion d'ententes
d'approvisionnement à long terme avec des clients importants. Au
troisième trimestre, l'Impériale a élargi son offre au chapitre des
marques en lançant les premières stations-service Mobil au
Canada et a en même temps
poursuivi la conversion de ses sites de transport par camion Husky
à la marque Esso. Ces mesures sont motivées par la stratégie de
l'Impériale visant à accroître ses points de vente et à ajouter de
la valeur dans le cadre de ses activités d'approvisionnement et de
commercialisation de carburants de marque.
« Nous mettons l'accent, dans l'ensemble de l'entreprise,
sur l'optimisation de notre modèle d'affaires intégré et sur
l'exploitation des débouchés commerciaux sur le marché »,
ajoute M. Kruger. « L'Impériale fait preuve de résilience
dans l'ensemble du cycle des affaires et demeure bien placée pour
créer de la valeur à long terme pour ses actionnaires. »
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net s'est établi à 371 millions de dollars, ou
0,44 $ par action sur une base diluée, comparativement à un
bénéfice net de 1 003 millions de dollars, ou 1,18 $ par action, au
troisième trimestre de 2016. Les résultats du troisième trimestre
de 2016 comprenaient un gain de 716 millions de dollars provenant
de la vente de stations-service.
- Les flux de trésorerie des activités d'exploitation se sont
élevés à 837 millions de dollars, soit une hausse de 65
millions de dollars par rapport au troisième trimestre de 2016.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont
totalisé 159 millions de dollars, en baisse de 46 millions de
dollars par rapport au troisième trimestre de 2016.
- Le coût des dividendes versés et des rachats d'actions a
totalisé 386 millions de dollars au troisième trimestre de
2017, incluant le rachat d'environ 6,7 millions d'actions au
coût de 250 millions de dollars. À ce jour, l'Impériale a racheté
environ 10 millions d'actions pour un total de 377 millions de
dollars.
- La production s'est établie en moyenne à 390 000 barils
d'équivalent pétrole brut par jour, contre 393 000 barils par
jour à la même période en 2016. L'amélioration du rendement
observée au gisement Kearl et à Cold
Lake a été annulée par l'incidence de l'incendie dans
l'unité Syncrude de Mildred Lake et
par l'arrêt prolongé de Norman
Wells, en raison de la fermeture préventive de l'oléoduc
Enbridge Ligne 21.
- Syncrude a affiché des résultats solides après la reprise
complète de ses activités à la fin de juillet, faisant suite à
l'incendie survenu dans son unité de valorisation à Mildred Lake, en mars. La quote-part de la
compagnie dans la production brute était en moyenne de 74 000
barils par jour durant le troisième trimestre, contre 85 000 barils
par jour au troisième trimestre de 2016.
- Progression du plan visant à atteindre les objectifs de
production à Kearl. L'Impériale a poursuivi la mise en œuvre
des améliorations axées sur la fiabilité de ses activités
d'extraction et de préparation du minerai au cours des opérations
programmées d'entretien. Les améliorations mécaniques utilisées
pour le projet d'expansion au deuxième trimestre ont été déployées
au troisième trimestre à l'étape du développement initial; les
travaux se poursuivront tout au long du quatrième trimestre. La
production brute de bitume à Kearl s'est établie en moyenne à 182
000 barils par jour au cours du trimestre (la part de l'Impériale
se chiffrant à 129 000 barils), contre 159 000 barils par jour (la
part de l'Impériale se chiffrant à 113 000 barils) au troisième
trimestre de 2016. Les activités de redressement prévues qui ont
commencé à la fin du trimestre ont eu une incidence sur la
production d'environ 23 000 barils par jour (la part de l'Impériale
se chiffrant à 16 000 barils).
- Le débit moyen des raffineries était de 385 000 barils par
jour, contre 407 000 barils par jour au troisième trimestre de
2016. L'utilisation de la capacité de raffinage a atteint 91 %,
contre 97 % au troisième trimestre de 2016. Le débit trimestriel
reflète les activités d'entretien prévues qui ont commencé en
septembre à la raffinerie de Nanticoke. À l'exclusion de ces activités
d'entretien prévues, l'utilisation a atteint 99 %.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 500 000
barils par jour, par rapport à 505 000 barils par jour au cours
du troisième trimestre de 2016. Les volumes quasi inégalés
témoignent de l'efficacité de la stratégie de marketing et
d'approvisionnement de l'Impériale, visant à soutenir la croissance
continue de la clientèle.
- La conversion de 74 établissements à cartes-accès de Husky à
la bannière Esso est bien amorcée, les activités de transport
de carburant par camion d'Impériale effectuant la transition vers
un modèle d'exploitation de grossistes sous marque. Dans le cadre
d'une entente déjà annoncée, Husky exploitera le réseau consolidé
de 156 établissements Esso, tandis que l'Impériale fournira des
carburants de marque et continuera d'investir dans des programmes
de marketing novateurs. La création de la nouvelle image de marque
devrait être terminée d'ici la fin de l'exercice 2017.
- Les premières stations-service de marque Mobil ont ouvert
leurs portes au Canada à
l'emplacement des magasins Loblaws existants. Le lancement fait
partie d'un accord déjà annoncé avec BG Fuels visant la conversion
de 213 stations-service à l'échelle du pays à la marque de Mobil et
à établir l'Impériale comme fournisseur exclusif de carburant. Avec
ce réseau, combiné au réseau de détaillants actuel d'Esso,
l'Impériale fournira du carburant à plus de 2 000 stations-service
de marque partout au Canada une
fois terminée la conversion des stations-service Mobil en
2018.
Comparaison des troisièmes trimestres de 2017 et de 2016
Le bénéfice net de l'entreprise au troisième trimestre de 2017 a
été de 371 millions de dollars ou 0,44 $ par action sur
une base diluée, comparativement à un bénéfice net de
1 003 millions de dollars ou 1,18 $ par action pour
la période correspondante de l'exercice précédent. Les résultats du
troisième trimestre de 2016 comprenaient un gain de
716 millions de dollars provenant de la vente de
stations-service.
Le secteur Amont a enregistré un bénéfice net de
62 millions de dollars au cours du troisième trimestre, contre
une perte nette de 26 millions de dollars pour la même période
en 2016. Les résultats du troisième trimestre de 2017 sont
fortement liés à l'augmentation du prix touché pour les ventes de
brut canadien d'environ 190 millions de dollars ainsi qu'à la
hausse des volumes de Kearl d'environ 50 millions de dollars.
Cette augmentation a été partiellement annulée par la baisse
d'environ 80 millions de dollars des volumes de production de
pétrole classique et des volumes sur le site de Syncrude, ce qui
inclut l'absence de production au site Norman Wells, et la
hausse des redevances d'environ 50 millions de dollars.
Le cours moyen du West Texas Intermediate (WTI) s'est établi à
48,23 USD par baril au troisième trimestre de 2017, contre
44,94 USD pour la même période de 2016. Le cours moyen du
Western Canada Select (WCS) s'est établi à 38,29 USD par
baril, contre 31,43 USD par baril pour les mêmes périodes. Le
différentiel entre les cours WTI et WCS s'est réduit à 21 % au
troisième trimestre de 2017, comparativement à 30 % pour la
même période en 2016.
Le dollar canadien valait en moyenne 0,80 USD au troisième
trimestre de 2017, soit une hausse de 0,03 USD depuis le
troisième trimestre de 2016.
Les réalisations moyennes de l'Impériale en dollars canadiens
pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont augmenté de
manière généralement 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
39,02 $ par baril au cours du troisième trimestre de 2017, ce
qui correspond à une hausse de 8,86 $ par baril par rapport au
troisième trimestre de 2016. Le prix moyen obtenu pour le pétrole
brut synthétique était de 61,14 $ par baril, soit une
augmentation de 2,17 $ par rapport à la même période en
2016.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 163 000 barils par jour
au cours du troisième trimestre, en regard de 157 000 barils
par jour pour la même période de l'exercice précédent. Cet
accroissement de la production est principalement attribuable au
calendrier des cycles de vapeur.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
182 000 barils par jour au cours du troisième trimestre (la
part de l'Impériale se chiffrant à 129 000 barils), contre
159 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à
113 000 barils) durant le troisième trimestre de 2016.
L'augmentation de la production est principalement attribuable à
l'amélioration de la fiabilité.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude a été de 74 000 barils par jour, contre 85 000
barils par jour au troisième trimestre de 2016. Les réparations
associées à l'incendie dans l'unité de valorisation Syncrude de
Mildred Lake se sont achevées à la
fin juillet. La baisse des volumes du troisième trimestre tient
compte de l'incidence de l'incendie sur les activités, par rapport
au même trimestre en 2016.
Les revenus nets du secteur Aval ont été de 292 millions de
dollars au troisième trimestre, contre 1 002 millions de
dollars pour la même période en 2016. Les bénéfices ont diminué en
raison principalement de l'absence d'un gain de 716 millions
de dollars provenant de la vente de stations-service appartenant à
la compagnie et de l'intensification des activités de redressement
à la raffinerie d'environ 100 millions de dollars. Ces
facteurs ont été en partie annulés par la hausse des marges de
raffinage d'environ 140 millions de dollars.
Le débit moyen des raffineries était de 385 000 barils par
jour, par rapport à 407 000 barils par jour au cours du
troisième trimestre de 2016. Cette diminution du débit fait écho à
l'augmentation des activités de redressement liées à la raffinerie
de Nanticoke au troisième
trimestre de 2017.
Les ventes de produits pétroliers a été de 500 000 barils
par jour, par rapport à 505 000 barils par jour au troisième
trimestre de 2016.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques était de
52 millions de dollars au troisième trimestre, contre
56 millions de dollars pour la même période en 2016.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels et
autres ont affiché un solde négatif de 35 millions de dollars
au troisième trimestre, comparativement à un solde négatif de
29 millions de dollars pour la période correspondante de
2016.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 837 millions de dollars au troisième
trimestre, contre 772 millions de dollars pour la période
correspondante de 2016.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 234 millions de dollars au troisième trimestre,
comparativement à des entrées nettes de 1 005 millions de
dollars liées aux activités d'investissements au cours de la
période correspondante de 2016, en raison de la baisse des produits
tirés de la vente d'actifs.
Les activités de financement ont généré des décaissements de
393 millions de dollars durant le troisième trimestre, contre
1 724 millions de dollars durant le troisième trimestre
de 2016, reflétant le fait qu'il n'y a pas eu de remboursement de
la dette. Les dividendes payés au troisième trimestre de 2017 ont
été de 136 millions de dollars. Les dividendes par action
versés au troisième trimestre ont atteint 0,16 $
comparativement à 0,15 $ pour la période correspondante de
2016. Durant le deuxième trimestre 2017, l'Impériale a repris
ses achats d'actions dans le cadre de son programme de rachat. Au
cours du troisième trimestre, l'entreprise a racheté environ
6,7 millions d'actions pour un total d'environ
250 millions de dollars.
Le solde de trésorerie s'élevait à 833 millions de dollars
au 30 septembre 2017, comparativement à 248 millions de
dollars à la fin du troisième trimestre de 2016.
Les rachats d'actions devraient atteindre environ
250 millions de dollars au cours du quatrième trimestre de
2017. Les plans d'achats peuvent être modifiés à tout moment sans
préavis.
Faits saillants des neuf premiers mois
- Le bénéfice net a été de 627 millions de dollars, contre un
bénéfice net de 721 millions de dollars au cours de l'exercice
précédent.
- Le bénéfice net par action sur une base diluée était de 0,74 $,
par rapport à un bénéfice net par action de 0,85 $ en 2016.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 1 683 millions de dollars, en hausse par rapport à
1 264 millions de dollars en 2016.
- La moyenne de production de pétrole brut équivalent a été de
367 000 barils par jour, soit une réduction de 3 % par rapport aux
380 000 barils par jour en 2016.
- Le débit moyen des raffineries a été de 381 000 barils par
jour, en hausse par rapport aux 351 000 barils sur la même période
en 2016.
- Les dividendes par action déclarés depuis le début de
l'exercice se sont élevés à 0,47 $, en hausse de 0,03 $ par action
par rapport à 2016.
Comparaison des neuf premiers mois de 2017 et de 2016
Le bénéfice net des neuf premiers mois 2017 s'est établi à
627 millions de dollars ou 0,74 $ par action sur une base
diluée, comparativement à un bénéfice net de 721 millions de
dollars ou 0,85 $ par action pour les neuf premiers mois de
2016.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de
225 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de
2017, contre une perte nette de 764 millions de dollars durant
la même période en 2016. Ces résultats reflètent l'impact de
meilleures réalisations du prix touché pour le pétrole brut
canadien d'environ 940 millions de dollars et la hausse des
volumes au site de Kearl d'environ 50 millions de dollars. Ces
augmentations ont été partiellement annulées par des redevances
plus élevées d'environ 150 millions de dollars, la baisse
d'environ 130 millions de dollars des volumes de production de
pétrole classique et des volumes sur le site de Syncrude, ce qui
inclut l'absence de production au site Norman Wells,
l'augmentation des coûts énergétiques d'environ 90 millions de
dollars, et l'augmentation d'environ 90 millions de dollars
des dépenses d'exploitation sur le site Syncrude.
Le cours moyen du West Texas Intermediate (WTI) s'est établi en
moyenne à 49,40 USD par baril pour la période des neuf
premiers mois de 2017, contre 41,54 USD par baril durant la
même période en 2016. Le cours moyen du Western Canada Select (WCS)
s'est établi en moyenne à 37,57 USD et à 27,74 USD
respectivement pour les mêmes périodes. Le différentiel entre les
cours WTI et WCS s'est réduit à 24 % au cours des neuf
premiers mois de 2017, comparativement à 33 % pour la même
période en 2016.
Au cours des neuf premiers mois de 2017, le dollar canadien
s'est apprécié face au dollar américain par rapport à la même
période en 2016. Le dollar canadien valait en moyenne 0,77 USD
au cours des neuf premiers mois de 2017, soit une hausse de
0,01 USD par rapport à la même période en 2016.
Les réalisations moyennes de l'Impériale en dollars canadiens
pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont augmenté 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 touché pour le bitume s'est élevé à
37,82 $ par baril pour les neuf premiers mois de 2017, soit
une augmentation de 14,05 $ par baril par rapport à la même
période en 2016. Le prix moyen touché pour le pétrole brut
synthétique était de 64,37 $ par baril, soit une augmentation
de 10,92 $ pour la même période en 2016.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 161 000 barils par jour
au cours des neuf premiers mois de 2017, en regard de 162 000
barils par jour pour la même période en 2016.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
179 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de
2017 (la part de l'Impériale se chiffrant à 127 000 barils),
en hausse par rapport à 169 000 barils par jour (la part de
l'Impériale se chiffrant à 120 000 barils) pour la même
période en 2016. L'augmentation de la production en 2017 témoigne
de la plus grande fiabilité des opérations d'extraction et de
préparation du minerai.
Au cours des neuf premiers mois de 2017, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude a été en moyenne de
56 000 barils par jour, comparativement à 61 000 barils
par jour pour la période correspondante de 2016. Le total de
production depuis le début de l'année du site Syncrude a été
affecté par un incendie dans l'unité de valorisation Syncrude de
Mildred Lake survenu en
mars 2017, ainsi que par des travaux d'entretien programmés.
En 2016, la production avait été affectée par les feux de forêt en
Alberta et par des travaux
d'entretien programmés.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est établi à 750 millions
de dollars, contre 1 393 millions de dollars pour la même
période en 2016. Les bénéfices ont diminué en raison principalement
de l'absence d'un gain de 719 millions de dollars provenant de
la vente de stations-service appartenant à l'entreprise et à des
marges de marketing moins élevées d'environ 170 millions de
dollars liées à l'incidence de la cession d'actif de vente au
détail. Ces facteurs ont été en partie annulés par un gain de
151 millions de dollars provenant de la vente d'un actif
excédentaire et par la hausse des marges de raffinage d'environ
90 millions de dollars.
Le débit moyen des raffineries était de 381 000 barils par
jour au cours des neuf premiers mois de 2017, en hausse par rapport
à 351 000 barils par jour de la même période en 2016.
L'utilisation de la capacité de production a augmenté à environ
90 % contre 83 % pour la même période en 2016, ce qui
fait écho au ralentissement des activités d'entretien de
redressement.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 492 000
barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2017, en hausse
par rapport à 481 000 barils par jour durant la même période
en 2016. La croissance des ventes est toujours soutenue par une
solide collaboration dans notre chaîne de valeur du secteur Aval,
ainsi que par l'élargissement des réseaux de l'Impériale couvrant
les ventes en gros, ainsi que le secteur industriel et le secteur
commercial.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s'est établi à
161 millions de dollars, en hausse par rapport à
160 millions de dollars pour la période correspondante en
2016.
Pour les neuf premiers mois de 2017, dans le calcul du bénéfice
net, les comptes non sectoriels et autres ont affiché un solde
négatif de 59 millions de dollars, comparativement à un solde
négatif de 68 millions de dollars pour la période
correspondante de 2016.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 1 683 millions de dollars pour les neuf
premiers mois de 2017, contre 1 264 millions de dollars
pour la période correspondante de 2016, reflétant des revenus plus
élevés, excluant l'incidence des ventes d'actifs, partiellement
annulés par l'incidence défavorable liée au fonds de roulement.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des
décaissements nets de 454 millions de dollars au cours des
neuf premiers mois de 2017, comparativement à des entrées de
350 millions de dollars au cours de la période correspondante
de 2016, représentant la baisse des produits tirés de la vente
d'actifs partiellement annulée par une diminution du nombre
d'ajouts aux immobilisations corporelles.
Les activités de financement ont généré des décaissements de
787 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de
2017, contre 1 569 millions de dollars durant la même
période en 2016, reflétant le fait qu'il n'y a pas eu de
remboursement de la dette. Les dividendes payés au cours des neuf
premiers mois de 2017 ont totalisé 390 millions de dollars.
Les dividendes par action versés au cours des neuf premiers mois de
2017 se sont élevés à 0,46 $ comparativement à 0,43 $
pour la période correspondante en 2016.
Au cours des neuf premiers mois de 2017, l'entreprise a racheté
environ 10 millions d'actions pour un total de
377 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées
à la société Exxon Mobil Corporation.
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 prévisionnels. Les futurs résultats financiers et
d'exploitation réels, y compris la croissance de la demande et la
combinaison de sources énergétiques; la croissance et la
répartition de la production; les plans, les dates, les coûts et
les capacités des projets; les taux de production; la durée de
production et la récupération des ressources; les économies de
coûts; les ventes de produits; les sources de financement; et les
dépenses reliées aux immobilisations et à l'environnement sont
susceptibles d'être substantiellement différents en raison d'un
certain nombre de facteurs, comme les fluctuations de l'offre et de
la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits
pétroliers et pétrochimiques, et des prix et des impacts des marges
qui en découlent; les restrictions en matière de transport pour
accéder aux marchés, les événements politiques ou l'évolution de la
réglementation, y compris des changements apportés aux lois et aux
politiques gouvernementales; les taux de redevance applicables et
les lois fiscales; l'obtention en temps opportun de l'approbation
des organismes de réglementation et de tierces parties;
l'opposition de tiers à des opérations et projets; les risques
environnementaux inhérents aux activités d'exploration et de
production pétrolière et gazière; la réglementation
environnementale, y compris les restrictions en matière de
changements climatiques et d'émissions de gaz à effet de serre; les
taux de change; la disponibilité et l'allocation de capitaux; le
rendement de tiers fournisseurs de services; les interruptions
opérationnelles imprévues; l'efficacité de gestion, les
négociations commerciales, la gestion de projet et des échéanciers;
les développements technologiques inattendus; les dangers et
risques opérationnels; la planification préalable aux catastrophes;
la capacité de développer ou d'acquérir de nouvelles réserves; 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 entreprises 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.
Dans ce document, tous les montants sont exprimés en dollars
canadiens, à moins d'avis contraire. Le présent document doit être
lu conjointement avec le rapport annuel de l'entreprise sur
formulaire 10-K couvrant l'exercice ayant pris fin le 31 décembre
2016. Par ailleurs, il est possible que les totaux indiqués ne
concordent pas exactement à la somme des valeurs correspondantes à
cause des arrondissements.
Le terme « projet » tel qu'il est utilisé dans le
présent rapport peut renvoyer à toute une gamme d'activités
différentes et n'a pas nécessairement le même sens que celui qu'on
lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au
gouvernement.
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
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Annexe
I
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième
trimestre
|
Neuf
mois
|
en millions de
dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2017
|
2016
|
2017
|
2016
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
net (PCGR des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
Total des produits et
des autres revenus
|
7
158
|
7 442
|
21
347
|
18 912
|
|
Total des
dépenses
|
6
662
|
6 260
|
20
556
|
18 131
|
|
Bénéfice (perte)
avant impôts
|
496
|
1 182
|
791
|
781
|
|
Impôts
|
125
|
179
|
164
|
60
|
|
Bénéfice (perte)
net
|
371
|
1 003
|
627
|
721
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net
par action ordinaire (en dollars)
|
0,44
|
1,18
|
0,74
|
0,85
|
|
Bénéfice (perte) net
par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en
dollars)
|
0,44
|
1,18
|
0,74
|
0,85
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres données
financières
|
|
|
|
|
|
Gain (perte) à la
vente d'actifs, après impôts
|
5
|
774
|
191
|
808
|
|
Total de l'actif au
30 septembre
|
|
|
41
370
|
42 094
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total du passif au 30
septembre
|
|
|
5
215
|
7 310
|
|
Couverture des
intérêts par le bénéfice (nombre de fois couverts)
|
|
|
25,7
|
8,3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à
long terme au 30 septembre
|
|
|
3
698
|
3 444
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au
30 septembre
|
|
|
25
021
|
23 982
|
|
Capitaux engagés au
30 septembre
|
|
|
30
261
|
31 309
|
|
Rendement des
capitaux engagés moyens (en pourcentage) (a)
|
|
|
7,0
|
2,8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés
sur les actions ordinaires
|
|
|
|
|
|
|
Total
|
134
|
127
|
397
|
373
|
|
|
Par action ordinaire
(dollars)
|
0,16
|
0,15
|
0,47
|
0,44
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions
ordinaires en circulation
|
|
|
|
|
|
|
Au 30
septembre
|
|
|
837,6
|
847,6
|
|
|
Moyenne - compte tenu
d'une dilution
|
844,9
|
850,8
|
848,4
|
850,6
|
|
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Le rendement du
capital engagé correspond à la moyenne mobile du bénéfice net,
coûts de financement après impôts non déduits, divisée par la
moyenne du capital engagé sur les quatre derniers
trimestres.
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
II
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième
trimestre
|
Neuf
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
2017
|
2016
|
2017
|
2016
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et
équivalents de trésorerie à la fin de la période
|
833
|
248
|
833
|
248
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
net
|
371
|
1 003
|
627
|
721
|
Ajustements relatifs
aux éléments hors trésorerie :
|
|
|
|
|
|
Dépréciation et
épuisement
|
391
|
398
|
1
135
|
1 229
|
|
(Gain) perte a la
vente d'actifs
|
(6)
|
(909)
|
(219)
|
(952)
|
|
Impôts sur les
bénéfices reportés et autres
|
131
|
215
|
294
|
35
|
Variations de l'actif
et du passif d'exploitation :
|
(50)
|
65
|
(154)
|
231
|
Flux de trésorerie
liés aux activités d'exploitation
|
837
|
772
|
1
683
|
1 264
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités d'investissement
|
(234)
|
1 005
|
(454)
|
350
|
|
Produits associés à
la vente d'actifs
|
8
|
1 194
|
230
|
1 244
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités de financement
|
(393)
|
(1 724)
|
(787)
|
(1 569)
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
III
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième
trimestre
|
Neuf
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
2017
|
2016
|
2017
|
2016
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
net (PCGR des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
62
|
(26)
|
(225)
|
(764)
|
|
Secteur
Aval
|
292
|
1 002
|
750
|
1 393
|
|
Produits
chimiques
|
52
|
56
|
161
|
160
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
(35)
|
(29)
|
(59)
|
(68)
|
|
Bénéfice (perte)
net
|
371
|
1 003
|
627
|
721
|
|
|
|
|
|
|
Revenus et autres
produits
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
2
262
|
2 026
|
6
677
|
5 237
|
|
Secteur
Aval
|
5
460
|
6 094
|
16
127
|
15 078
|
|
Produits
chimiques
|
324
|
340
|
1
014
|
955
|
|
Éliminations /
comptes non sectoriels et autres
|
(888)
|
(1 018)
|
(2
471)
|
(2 358)
|
|
Revenus et autres
produits
|
7
158
|
7 442
|
21
347
|
18 912
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
947
|
861
|
3
089
|
2 584
|
|
Secteur
Aval
|
4
014
|
3 827
|
12
037
|
10 139
|
|
Produits
chimiques
|
179
|
188
|
573
|
518
|
|
Éliminations
|
(889)
|
(1 019)
|
(2
473)
|
(2 357)
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
4
251
|
3 857
|
13
226
|
10 884
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses de
production et de fabrication
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
893
|
887
|
2
917
|
2 634
|
|
Secteur
Aval
|
394
|
323
|
1
169
|
1 059
|
|
Produits
chimiques
|
51
|
51
|
152
|
149
|
|
Éliminations
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
Dépenses de
production et de fabrication
|
1
338
|
1 261
|
4
238
|
3 842
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
92
|
149
|
286
|
745
|
|
Secteur
Aval
|
55
|
38
|
128
|
145
|
|
Produits
chimiques
|
5
|
7
|
12
|
21
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
7
|
11
|
29
|
37
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
159
|
205
|
455
|
948
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration
imputés au bénéfice inclus ci-dessus
|
7
|
16
|
29
|
75
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
IV
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
Troisième
trimestre
|
|
Neuf
mois
|
|
|
2017
|
2016
|
|
2017
|
2016
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de pétrole brut et de liquides de gaz naturel
(LGN)
|
|
|
|
|
|
(milliers de barils
par jour)
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
163
|
157
|
|
161
|
162
|
|
Kearl
|
129
|
113
|
|
127
|
120
|
|
Syncrude
|
74
|
85
|
|
56
|
61
|
|
Classique
|
3
|
14
|
|
2
|
14
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
369
|
369
|
|
346
|
357
|
|
LGN mis en
vente
|
1
|
1
|
|
1
|
1
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
370
|
370
|
|
347
|
358
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
121
|
135
|
|
118
|
131
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
d'équivalent pétrole (a)
|
390
|
393
|
|
367
|
380
|
(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
|
134
|
|
131
|
137
|
|
Kearl
|
127
|
110
|
|
124
|
118
|
|
Syncrude
|
68
|
85
|
|
52
|
61
|
|
Classique
|
3
|
12
|
|
2
|
13
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
332
|
341
|
|
309
|
329
|
|
LGN mis en
vente
|
1
|
1
|
|
1
|
1
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
333
|
342
|
|
310
|
330
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
118
|
122
|
|
110
|
125
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
d'équivalent pétrole (a)
|
353
|
362
|
|
329
|
351
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut
fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par
jour)
|
212
|
198
|
|
214
|
213
|
Ventes de brut
fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
|
158
|
146
|
|
163
|
161
|
Ventes de LGN
(en milliers de barils par jour)
|
5
|
5
|
|
6
|
5
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente
moyens (en dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le
bitume (le baril)
|
39,02
|
30,16
|
|
37,82
|
23,77
|
|
Prix touché pour le
pétrole synthétique (le baril)
|
61,14
|
58,97
|
|
64,37
|
53,45
|
|
Prix touché pour le
pétrole brut classique (le baril)
|
49,03
|
40,33
|
|
51,21
|
33,51
|
|
Prix touché pour le
LGN (le baril)
|
28,40
|
11,50
|
|
28,50
|
13,21
|
|
Prix touché pour le
gaz naturel (le millier de pieds cubes)
|
1,77
|
2,56
|
|
2,68
|
2,17
|
|
|
|
|
|
|
|
Débit des
raffineries (en milliers de barils par jour)
|
385
|
407
|
|
381
|
351
|
Utilisation de la
capacité de raffinage (en pourcentage)
|
91
|
97
|
|
90
|
83
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétroliers (en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
Essence
|
269
|
275
|
|
258
|
262
|
|
Mazout domestique,
carburant diesel et carburéacteur
|
168
|
171
|
|
177
|
167
|
|
Mazout lourd
(b)
|
19
|
17
|
|
19
|
14
|
|
Huiles lubrifiantes
et autres produits
|
44
|
42
|
|
38
|
38
|
|
Ventes nettes de
produits pétroliers
|
500
|
505
|
|
492
|
481
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de tonnes) (b)
|
196
|
242
|
|
590
|
704
|
|
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Gaz converti en
équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour
mille barils.
|
(b)
|
En 2017, les ventes
de produit de noir de carbone sont présentées avec le mazout lourd,
tandis qu'elles figuraient dans les ventes de produits
pétrochimiques en 2016.
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
V
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte)
net par
|
|
|
Bénéfice (perte)
net (PCGR des États-Unis)
|
action ordinaire -
résultat dilué
|
|
|
en millions de
dollars canadiens
|
dollars
|
|
|
|
|
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
|
Quatrième
trimestre
|
1 444
|
1,70
|
Exercice
|
2 165
|
2,55
|
|
|
|
|
2017
|
|
|
Premier
trimestre
|
333
|
0,39
|
Deuxième
trimestre
|
(77)
|
(0,09)
|
Troisième
trimestre
|
371
|
0,44
|
Exercice
|
627
|
0,74
|
|
|
|
|
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 responsable. 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