CALGARY, le
31 oct. 2013 /CNW/ -
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Troisième trimestre |
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Neuf mois |
(en millions de
dollars, sauf indication contraire) |
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2013 |
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2012 |
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% |
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2013 |
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2012 |
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% |
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Bénéfice net (PCGR des
États-Unis) |
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647 |
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1 040 |
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(38) |
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1 772 |
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2 690 |
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(34) |
Bénéfice net par action ordinaire |
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- compte tenu d'une dilution (en dollars) |
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0,76 |
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1,22 |
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(38) |
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2,08 |
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3,16 |
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(34) |
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Dépenses en immobilisations et frais
d'exploration |
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1 840 |
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1 409 |
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31 |
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6 453 |
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3 890 |
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66 |
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Rich Kruger, président du
Conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a
commenté comme suit :
Au cours du trimestre, la Pétrolière Impériale a continué de
mettre l'accent sur la performance opérationnelle de ses activités
de base tout en continuant de faire avancer les projets de
croissance du secteur amont. Les trois trains de traitement par
moussage paraffinique exclusifs sont opérationnels à notre projet
d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl de calibre mondial, et le bitume dilué
provenant de Kearl est traité avec succès dans les raffineries de
l'Impériale et d'ExxonMobil. La production continue d'augmenter
graduellement à mesure que nous synchronisons davantage les
installations et que nous apporton des améliorations continues à la
fiabilité de l'équipement en prévision de notre première saison
d'exploitation en hiver. Nous prévoyons atteindre une production de
110 000 barils par jour (la part de l'Impériale s'élevant à
78 000 barils par jour) avant la fin de l'année.
Le bénéfice pour le troisième trimestre s'est élevé à
647 M$, comparativement à 1 040 M$ pour la période
correspondante de 2012.
La production brute s'est établie en moyenne à 288 000
barils d'équivalent pétrole par jour (88 % de liquides), en
hausse de 3 000 barils par jour par rapport à la même période
de 2012. Les travaux d'entretien systématique à Syncrude ont fait
baisser les volumes au cours du trimestre d'environ 21 000
barils par jour. Le débit des raffineries s'est établi à
451 000 barils par jour essentiellement inchangé par rapport
au troisième trimestre de 2012.
Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration, au
troisième trimestre se sont chiffrés à 1 840 M$. Les
investissements ont été consacrés à des projets de croissance dans
le secteur amont, notamment le projet d'expansion de Kearl et le
projet Nabiye à Cold Lake,
lesquels étaient achevés à 58 % et à 59 % respectivement
à la fin du trimestre, et le projet d'acquisition de la concession
de sables pétrolifères de Clyden pour la somme de 206 M$.
Au troisième trimestre, des mesures clés ont été prises pour
accroître la rentabilité de nos actifs. Comme il avait été prévu,
les opérations de raffinage ont été discontinuées à Dartmouth et des progrès ont été réalisés vers
sa reconversion en dépôt. En outre, nous avons lancé la
commercialisation de trois gisements de production de pétrole et de
gaz classiques arrivés à maturité dans l'Ouest canadien.
Notre objectif primordial demeure d'offrir une valeur supérieure
à long terme à nos actionnaires. Nos priorités continueront d'être
axées sur l'optimisation de la valeur de nos actifs grâce à
l'intégration de la chaîne de valeur, à des synergies, à une
stratégie d'investissement rigoureuse et à la gestion des coûts.
Avant tout, notre engagement envers la sécurité, l'intégrité
opérationnelle et la croissance responsable demeure
inébranlable.
L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du
Canada et un des chefs de file de
l'industrie pétrolière du pays. C'est un des plus grands
producteurs de pétrole brut et de gaz naturel du Canada. C'est aussi le principal raffineur de
pétrole du pays, un producteur clé de produits pétrochimiques et un
des principaux distributeurs de produits pétroliers vendus par
l'entremise d'un réseau d'approvisionnement pancanadien et de
stations-service.
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net a été de 647 M$ ou 0,76 $ par
action sur une base diluée, comparativement à
1 040 M$ ou 1,22 $ par action au troisième trimestre
de 2012. La baisse du bénéfice est essentiellement attribuable
à une baisse importante marges de raffinage.
- La production s'est établie en moyenne à 288 000 barils
d'équivalent pétrole par jour, en légère hausse par rapport à
2012, la production découlant du démarrage du projet de Kearl et de
l'acquisition de Celtic (XTO Energy Canada) ayant compensé
amplement l'impact des travaux d'entretien systématique à Syncrude
et le déclin naturel des gisements classiques.
- Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à
451 000 barils par jour au troisième trimestre,
essentiellement inchangé par rapport à la même période de 2012.
- Les dépenses en immobilisations, qui se sont élevées à
1 840 M$, ont été consacrées principalement à des
projets de croissance dans le secteur amont, notamment le projet
d'expansion de Kearl et le projet Nabiye à Cold Lake, ainsi qu'à l'acquisition de la
concession de sables pétrolifères de Clyden.
- La production de bitume à Kearl a continué d'augmenter
graduellement, la production brute s'étant établie en moyenne à
33 000 barils par jour au cours du trimestre. La production
brute moyenne s'est établie à 11 000, 43 000 et
45 000 barils par jour en juillet, août et septembre,
respectivement. L'usine a été fermée du 22 septembre au
8 octobre pour apporter des améliorations étaient continues à
la fiabilité de l'équipement et pour préparer les installations aux
défis potentiels que pourrait apporter le climat lors de notre
première saison d'exploitation en hiver. Après la réouverture de
l'usine, le débit s'est établi en moyenne à 80 000 barils par
jour, avec une production actuelle de 100 000 barils par jour.
Les trois trains de traitement par moussage paraffinique sont
maintenant opérationnels et fonctionnent à la capacité nominale. Le
bitume dilué est traité avec succès dans trois raffineries de
l'Impériale et d'ExxonMobil, et au cours du quatrième trimestre,
les ventes à des parties non liées ont débuté. Nous comptons
atteindre un niveau de production de 110 000 barils par jour
(la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour) sera
atteint avant la fin de l'année.
- Le projet d'expansion de Kearl avance conformément au
plan. Le projet est achevé à 58 % et demeure conforme au
calendrier établi pour sa mise en œuvre en 2015; nous comptons
atteindre une production brute de 110 000 barils par jour (la
part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour). Les
enseignements tirés de la mise en valeur initiale de Kearl sont
intégrés proactivement à tous les aspects du projet
d'expansion.
- Le projet Nabiye à Cold
Lake avance conformément aux délais prévus. Le projet
était achevé à 59 % à la fin du trimestre et progresse dans
les délais, le démarrage étant prévu vers la fin de 2014, avec
une production projetée de 40 000 barils par jour.
- La concession de sables pétrolifères de Clyden a été acquise
pour la somme de 206 M$. Le 16 août dernier,
l'Impériale (27,5 %) et ExxonMobil Canada (72,5 %) ont
fait l'acquisition de la participation de ConocoPhillips dans la
concession de sables pétrolifères de Clyden, située à
150 kilomètres au sud de Fort
McMurray, en Alberta. Cette
concession de 226 000 acres brutes se trouve près de la
concession de Corner de l'Impériale et se prête bien aux techniques
de récupération in situ.
- Les activités ont été interrompues le 16 septembre
à la raffinerie de Dartmouth comme
il avait été prévu. Cela marquait la fin de la première étape
de la transformation en dépôt de carburant. L'Impériale continue
d'approvisionner ce marché en produits raffinés.
- La commercialisation de trois gisements de production
classiques arrivés à maturité a débuté. Il s'agit des
installations de Boundary Lake, Pembina et Rocky Mountain House. Leur production combinée
s'est élevée à près de 15 000 barils d'équivalent pétrole par
jour au cours du premier semestre de 2013, le pétrole et le
gaz comptant chacun pour la moitié de la production.
- La description du projet d'exploration de la mer de Beaufort
(25 % l'Impériale) a été déposée auprès du Comité d'examen
environnemental préalable inuvialuit et de l'Office national de
l'énergie par les associés de la coentreprise, mettant en branle le
processus formel d'examen réglementaire du projet. Aucune décision
en matière d'investissement n'a été prise pour le moment.
- La Fondation de la Pétrolière Impériale a fait un don de
150 000 $ au Programme d'orientation des patients
autochtones de l'Hôpital général de Vancouver. Cette contribution permettra
d'améliorer l'accès aux services de santé dans les communautés
autochtones et aidera à surmonter les différences culturelles et
les obstacles linguistiques.
Comparaison des troisièmes trimestres de 2013 et de 2012
Le bénéfice net de la compagnie pour le troisième trimestre
de 2013 a été de 647 M$ ou 0,76 $ par action sur une
base diluée, comparativement à 1 040 M$ ou 1,22 $
par action pour la même période de l'exercice précédent.
Le bénéfice net du secteur amont du troisième trimestre s'est
établi à 604 M$, en hausse de 106 M$ par rapport à la
période correspondante de 2012. Ces résultats supérieurs sont
essentiellement attribuables aux prix plus élevés obtenus pour les
liquides, ce qui a ajouté environ 350 M$. Ces résultats ont
été partiellement annulés par la diminution de la production et la
hausse des coûts à Syncrude, en raison surtout d'activités
d'entretien systématique qui ont totalisé environ 150 M$ et de
redevances plus élevés d'environ 85 M$.
L'écart entre les prix du Brent, brut de référence courant sur
les marchés pétroliers de la côte Atlantique, et du West Texas
Intermediate (WTI), brut de référence courant sur les marchés du
centre du continent nord-américain, s'est rétréci pour se limiter à
4,54 $ le baril en dollars américains au troisième trimestre
de 2013, comparativement à 17,37 $ pour la période
correspondante de l'exercice précédent. Pendant que les remises sur
le WTI diminuaient, les prix moyens en dollars canadiens obtenus
par la compagnie sur les ventes de pétrole brut classique et de
pétrole brut synthétique augmentaient d'environ 21 % et
26 %, respectivement. Le prix moyen en dollars canadiens
obtenu pour le bitume au troisième trimestre de 2013 a en
outre augmenté d'environ 36 %, passant à 81,21 $ le baril
du fait du rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut
léger et le bitume. Le prix moyen touché par la compagnie sur les
ventes de gaz naturel, qui s'est établi à 2,66 $ le millier de
pieds cubes au troisième trimestre de 2013, était en hausse
d'environ 0,48 $ par rapport à la même période de 2012.
Le rétrécissement important de l'écart entre le prix du Brent et le
prix du WTI a toutefois eu une incidence défavorable sur les marges
de raffinage et les bénéfices du secteur aval.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 147 000 barils par jour
contre 152 000 pour la même période de l'exercice précédent.
La baisse des volumes est surtout attribuable à la nature cyclique
de l'utilisation de vapeur et des processus de production associés
à Cold Lake.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude au troisième trimestre s'est élevée à 57 000 barils
par jour contre 78 000 au troisième trimestre de 2012.
Les travaux d'entretien systématique ont été menés à terme, et
l'unité de cokéfaction est revenue à la normale au cours du
trimestre.
La quote-part de la compagnie dans la production brute dans le
cadre de la mise en valeur initiale de Kearl s'est établie à
23 000 barils par jour. Tout au long du trimestre, nous avons
continué d'apporter des améliorations à la fiabilité de
l'équipement. La production continue de progresser et devrait
atteindre 110 000 barils bruts par jour avant la fin de
l'année. Comme il a été annoncé, les ventes de bitume dilué ont
débuté au cours du troisième trimestre, le bitume dilué provenant
de Kearl étant traité dans les raffineries de la compagnie et
d'ExxonMobil et donnant les résultats prévus.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 22 000 barils par jour au troisième trimestre, en
regard de 19 000 pour la période correspondante
de 2012.
La production brute de gaz naturel au troisième trimestre
de 2013 a été de 211 millions de pieds cubes par jour,
contre 188 millions de pieds cubes au cours de la période
correspondante de l'exercice précédent. La hausse de la production
reflète les apports provenant de l'acquisition de Celtic plus tôt
dans l'année et du projet pilote de Horn River, qui ont compensé
amplement la diminution naturelle du rendement des gisements.
Le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 46 M$ au
troisième trimestre, en baisse de 490 M$ par rapport au
troisième trimestre de 2012. Ce recul est essentiellement
attribuable à une contraction des marges de raffinage, ce qui a
amputé le bénéfice d'environ 565 M$. Cette baisse a été
atténuée par les effets favorables de l'amélioration des opérations
de raffinage et la hausse des marges commerciales.
Le bénéfice net du secteur des produits chimiques a été de
39 M$ au troisième trimestre, dans la lignée des 37 M$ du
trimestre correspondant de l'exercice précédent.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont
affiché un solde négatif de 42 M$ au troisième trimestre,
comparativement à un solde négatif de 31 M$ pour la période
correspondante de 2012 en raison de modifications apportées
aux charges liées à la rémunération à base d'actions.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 298 M$ au troisième trimestre, en regard de
669 M$ pour la période correspondante de 2012. La baisse
des flux de trésorerie est principalement attribuable aux résultats
inférieurs. Les flux de trésorerie au cours du troisième trimestre
de 2013 étaient inférieurs aux bénéfices principalement en raison
du calendrier des versements d'impôt.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 1 804 M$ au cours du troisième trimestre,
comparativement à 1 318 M$ au cours de la période
correspondante de 2012. Les acquisitions d'immobilisations
corporelles se sont établies à 1 810 M$ au cours du
troisième trimestre, en regard de 1 388 M$ pour la
période correspondante de 2012. Les dépenses du trimestre ont
été axées principalement sur l'avancement du projet d'expansion de
Kearl et du projet Nabiye à Cold
Lake. L'expansion de Kearl devrait accroître la production
brute de 110 000 barils de bitume par jour avant redevances,
la quote-part de la compagnie étant estimée à près de 78 000
barils par jour. Son démarrage est prévu pour la fin de 2015.
L'expansion du projet Nabiye à Cold
Lake devrait accroître la production de 40 000 barils
de bitume par jour avant redevances. Son démarrage est prévu pour
la fin de 2014.
Les activités de financement ont donné lieu à des rentrées de
1 040 M$ au troisième trimestre, comparativement à
122 M$ au troisième trimestre de 2012. Au cours du
troisième trimestre, la compagnie a augmenté le niveau de sa dette
à long terme de 819 M$ en tirant des fonds sur une facilité de
crédit existante et a émis des billets de trésorerie
supplémentaires qui ont augmenté la dette à court terme de
325 M$.
Les facteurs susmentionnés ont entraîné une baisse du solde de
trésorerie de la compagnie, qui s'établissait à 76 M$ au
30 septembre 2013, en regard de 482 M$ à la fin
de 2012.
Faits saillants sur neuf mois
- Le bénéfice net s'est établi à 1 772 M$ en regard de
2 690 M$ en 2012.
- Le bénéfice net par action ordinaire a été de 2,08 $,
comparativement à 3,16 $ en 2012.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 1 633 M$, comparativement à
3 033 M$ en 2012.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de
283 000 barils par jour, contre 281 000 en 2012.
- Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 439 000
barils par jour, en hausse de 15 000 barils par jour par
rapport à la même période de 2012.
- Les dividendes par action déclarés dans l'année se sont élevés
à 0,36 $, tout comme en 2012.
Comparaison des trois premiers trimestres
de 2013 et de 2012
Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2013 s'est établi
à 1 772 M$ ou 2,08 $ par action sur une base diluée,
en regard 2 690 M$ ou 3,16 $ par action pour les
trois premiers trimestres de 2012.
Ces résultats inférieurs découlent essentiellement d'une baisse
importante des marges de raffinage, qui a retranché environ
720 M$ aux résultats, de la hausse d'environ 175 M$ des
frais de démarrage et de fonctionnement de Kearl, de la diminution
de la production et de la hausse des coûts d'entretien à Syncrude
qui ont totalisé environ 150 M$. Les résultats des neuf
premiers mois de 2013 comprennent également une charge sans
décaissement de 264 M$ après impôts associée à la reconversion
de la raffinerie de Dartmouth en
dépôt de carburant. Ces facteurs ont été partiellement annulés par
la hausse des prix obtenus pour les liquides, ce qui ajouté environ
210 M$ aux résultats, par l'amélioration des opérations de
raffinage et par la diminution des activités d'entretien des
raffineries, qui ont compté pour environ 115 M$, et par une
baisse des redevances d'environ 110 M$ par suite d'une
augmentation du recouvrement de coûts au titre des
'investissements.
Le bénéfice net du secteur amont pour les neuf premiers mois
de 2013 s'est établi à 1 301 M$, comparativement à
1 400 M$ en 2012. Ce recul découle principalement de
la hausse des frais associés à Kearl, qui se sont élevés à environ
175 M$, alors que la production au cours du troisième
trimestre a été amplement compensée par les frais de démarrage et
de fonctionnement à ce jour, de la diminution de la production et
de la hausse des coûts d'entretien à Syncrude, qui ont retranché
environ 150 M$ aux résultats, et de la baisse de la production
de bitume et de la hausse des coûts d'entretien à Cold Lake, qui ont totalisé environ
85 M$. Ces facteurs ont été atténués par la hausse des prix
obtenus pour les liquides, qui a ajouté environ 210 M$ aux
résultats, et par une baisse des redevances d'environ 110 M$
par suite d'une augmentation du recouvrement de coûts au titre des
investissements.
L'écart entre les prix du Brent, brut de référence courant sur
les marchés pétroliers de la côte Atlantique, et du West Texas
Intermediate (WTI), brut de référence courant sur les marchés du
centre du continent nord-américain, s'est rétréci pour se limiter à
10,20 $ le baril en dollars américains au cours des neuf
premiers mois de 2013, comparativement à 15,91 $ le baril
pendant la période correspondante de l'exercice précédent. Pendant
que les remises sur le pétrole brut WTI diminuaient, les prix
moyens en dollars canadiens obtenus par la compagnie sur les ventes
de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique
augmentaient d'environ 8 % et 11 %, respectivement. Le
prix moyen en dollars canadiens obtenu par la compagnie sur les
ventes de bitume a en outre augmenté d'environ 5 % au cours
des neuf premiers mois de 2013, passant à 63,86 $ le
baril. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz
naturel, de 3,21 $ le millier de pieds cubes au cours des
trois premiers trimestres de 2013, était en hausse de
1,09 $ par rapport à la même période de 2012.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 152 000 barils par jour,
contre 154 000 au cours des trois premiers trimestres
de 2012. Cette légère baisse est attribuable à la nature
cyclique de l'utilisation de vapeur et des processus de production
associés de l'usine de Cold Lake
et aux activités d'entretien systématique à l'usine Mahkeses au
cours du deuxième trimestre de 2013.
Au cours des neuf premiers mois de l'année, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en
moyenne à 63 000 barils par jour contre 70 000 en 2012.
Ce sont principalement les activités d'entretien systématique
exécutées au cours du troisième trimestre de 2013 qui ont fait
baisser la production.
La quote-part de la compagnie dans la production brute provenant
du développement initial de Kearl se chiffre à 9 000 barils
par jour depuis le début de 2013.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 21 000 barils par jour au cours des neuf premiers
mois de l'année, en regard de 20 000 pour la période
correspondante de 2012.
La production brute de gaz naturel des neuf premiers mois
de 2013 s'est élevée à 201 millions de pieds cubes par jour,
contre 194 millions de pieds cubes pour la période correspondante
de 2012. La hausse de la production s'explique par les apports
provenant de l'acquisition de Celtic et du projet pilote de Horn
River, qui ont compensé amplement la diminution naturelle du
rendement des gisements.
Le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 427 M$, en
regard de 1 223 M$ pour la période correspondante
de 2012. Les résultats ont souffert de la baisse marquée des
marges de raffinage, ce qui a retranché environ 720 M$ aux
résultats en raison du rétrécissement de l'écart de prix entre le
pétrole brut Brent et le pétrole brut WTI. Les résultats des neuf
premiers mois de 2013 incluent également une charge sans
décaissement de 264 M$ après impôts pour la reconversion de la
raffinerie de Dartmouth en dépôt
de carburant. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet
favorable de l'amélioration des opérations de raffinage et la
diminution des activités d'entretien systématique des raffineries,
qui ont ajouté environ 115 M$ aux résultats.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de
116 M$ contre 121 M$ en 2012
Pour les neuf premiers mois de 2013, les comptes non
sectoriels ont affiché un solde négatif de 72 M$, en regard
d'un solde négatif de 54 M$ l'exercice précédent.
Des données financières et d'exploitation 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 réels
obtenus dans le futur, notamment quant à la croissance de la
demande et la combinaison de sources énergétiques; à la croissance
et la répartition de la production; aux plans, aux dates, aux coûts
et aux capacités des projets; aux taux de production et à la
récupération des ressources; aux économies de coûts; aux ventes de
produits; aux sources de financement; ainsi qu'aux dépenses reliées
aux immobilisations et à l'environnement sont susceptibles d'être
considérablement différents en raison d'un certain nombre de
facteurs comme les fluctuations du prix et de l'offre et la demande
de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et
pétrochimiques; les événements politiques ou l'évolution de la
réglementation; les calendriers des projets; l'issue des
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 à la rubrique 1A du formulaire 10-K le plus récent de
l'Impériale. Les énoncés prospectifs ne sont pas des garanties de
la performance future et comprennent un certain nombre de risques
et d'incertitudes, dont certains sont similaires à ceux auxquels se
heurtent d'autres entreprises pétrolières et gazières et d'autres
sont spécifiques à l'Impériale. Les résultats réels de l'Impériale
pourraient différer sensiblement de ceux exprimés ou sous-entendus
dans ces énoncés prospectifs et le lecteur est prié de pas accorder
une confiance indue à ces énoncés.
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.
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Annexe I |
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COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013 |
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Troisième trimestre |
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Neuf mois |
en millions de dollars
canadiens, sauf indication contraire |
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2013 |
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2012 |
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2013 |
|
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2012 |
|
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Bénéfice net (PCGR
des É.-U.) |
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|
Total des produits et
autres revenus |
|
|
8 594 |
|
|
8 336 |
|
|
24
566 |
|
|
23 384 |
|
Total des charges |
|
|
7 737 |
|
|
6 949 |
|
|
22
207 |
|
|
19 805 |
|
Bénéfices avant impôts
sur les bénéfices |
|
|
857 |
|
|
1 387 |
|
|
2 359 |
|
|
3 579 |
|
Impôts sur les
bénéfices |
|
|
210 |
|
|
347 |
|
|
587 |
|
|
889 |
|
Bénéfice net |
|
|
647 |
|
|
1 040 |
|
|
1 772 |
|
|
2 690 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire (en dollars) |
|
|
0,76 |
|
|
1,22 |
|
|
2,09 |
|
|
3,17 |
|
Bénéfice net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars) |
|
|
0,76 |
|
|
1,22 |
|
|
2,08 |
|
|
3,16 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres données
financières |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Taxe d'accise fédérale
comprise dans les produits d'exploitation |
|
|
385 |
|
|
355 |
|
|
1 041 |
|
|
1 011 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Gain (perte) à la
vente d'actifs, après impôts |
|
|
5 |
|
|
1 |
|
|
46 |
|
|
67 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de l'actif au 30
septembre |
|
|
|
|
|
|
|
|
36 081 |
|
|
28 471 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de la dette au
30 septembre |
|
|
|
|
|
|
|
|
6 214 |
|
|
1 429 |
|
|
Ratio de couverture
des intérêts par les bénéfices
(nombre de fois) |
|
|
|
|
|
|
|
|
71,4 |
|
|
255,9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à
long terme au 30 septembre |
|
|
|
|
|
|
|
|
4 095 |
|
|
3 748 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au 30
septembre |
|
|
|
|
|
|
|
|
17 896 |
|
|
15 652 |
|
|
Capital utilisé au 30
septembre |
|
|
|
|
|
|
|
|
24
132 |
|
|
17 106 |
|
|
Rendement du capital
moyen utilisé (a)
(pourcentage) |
|
|
|
|
|
|
|
|
13,3 |
|
|
23,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés
sur les actions ordinaires |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total |
|
|
102 |
|
|
102 |
|
|
306 |
|
|
306 |
|
|
Par action ordinaire
(en dollars) |
|
|
0,12 |
|
|
0,12 |
|
|
0,36 |
|
|
0,36 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions
ordinaires en circulation |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Au 30 septembre |
|
|
|
|
|
|
|
|
847,6 |
|
|
847,6 |
|
|
|
Moyenne - compte tenu d'une
dilution |
|
|
851,0 |
|
|
851,4 |
|
|
850,8 |
|
|
851,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(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 DE 2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième
trimestre |
|
|
Neuf mois |
en millions de dollars
canadiens |
|
|
2013 |
|
|
2012 |
|
|
2013 |
|
|
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et
équivalents de trésorerie à la fin du trimestre |
|
|
76 |
|
|
469 |
|
|
76 |
|
|
469 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
net |
|
|
647 |
|
|
1 040 |
|
|
1 772 |
|
|
2 690 |
Ajustements au titre
d'éléments hors trésorerie : |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Amortissement et épuisement |
|
|
223 |
|
|
183 |
|
|
860 |
|
|
551 |
|
(Gain) perte à la vente
d'actifs |
|
|
(5) |
|
|
(2) |
|
|
(60) |
|
|
(86) |
|
Charge d'impôts futurs et
autres |
|
|
106 |
|
|
72 |
|
|
276 |
|
|
289 |
Variations de l'actif
et du passif d'exploitation |
|
|
(673) |
|
|
(624) |
|
|
(1
215) |
|
|
(411) |
Flux de trésorerie
liés aux activités d'exploitation |
|
|
298 |
|
|
669 |
|
|
1 633 |
|
|
3 033 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités d'investissement |
|
|
(1
804) |
|
|
(1 318) |
|
|
(6
301) |
|
|
(3 606) |
|
Produit de la vente d'actifs |
|
|
6 |
|
|
70 |
|
|
68 |
|
|
209 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités de financement |
|
|
1 040 |
|
|
122 |
|
|
4 262 |
|
|
(160) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe III |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
TROISIÈME
TRIMESTRE DE 2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième
trimestre |
|
|
Neuf
mois |
en millions de dollars
canadiens |
|
|
2013 |
|
|
2012 |
|
|
2013 |
|
|
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des É.-U.) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur amont |
|
|
604 |
|
|
498 |
|
|
1 301 |
|
|
1 400 |
|
Secteur aval |
|
|
46 |
|
|
536 |
|
|
427 |
|
|
1 223 |
|
Produits chimiques |
|
|
39 |
|
|
37 |
|
|
116 |
|
|
121 |
|
Comptes non sectoriels |
|
|
(42) |
|
|
(31) |
|
|
(72) |
|
|
(54) |
|
Bénéfice net |
|
|
647 |
|
|
1 040 |
|
|
1 772 |
|
|
2 690 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Produits et autres
revenus |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur amont |
|
|
3 191 |
|
|
2 069 |
|
|
7 791 |
|
|
6 620 |
|
Secteur aval |
|
|
6 893 |
|
|
7 535 |
|
|
20 762 |
|
|
20 765 |
|
Produits chimiques |
|
|
418 |
|
|
369 |
|
|
1 198 |
|
|
1 211 |
|
Éliminations/Autres |
|
|
(1
908) |
|
|
(1 637) |
|
|
(5
185) |
|
|
(5 212) |
|
Total |
|
|
8 594 |
|
|
8 336 |
|
|
24
566 |
|
|
23 384 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur amont |
|
|
1 307 |
|
|
593 |
|
|
3 030 |
|
|
2 354 |
|
Secteur aval |
|
|
5 789 |
|
|
5 818 |
|
|
16 788 |
|
|
16 073 |
|
Produits chimiques |
|
|
295 |
|
|
254 |
|
|
826 |
|
|
850 |
|
Éliminations |
|
|
(1
907) |
|
|
(1 639) |
|
|
(5
184) |
|
|
(5 220) |
|
Achats de pétrole brut et de
produits |
|
|
5 484 |
|
|
5 026 |
|
|
15
460 |
|
|
14 057 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais de production
et de fabrication |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur amont |
|
|
880 |
|
|
671 |
|
|
2 508 |
|
|
1 963 |
|
Secteur aval |
|
|
396 |
|
|
357 |
|
|
1 312 |
|
|
1 197 |
|
Produits chimiques |
|
|
50 |
|
|
46 |
|
|
157 |
|
|
138 |
|
Éliminations |
|
|
(1) |
|
|
- |
|
|
(3) |
|
|
- |
|
Frais de production et de
fabrication |
|
|
1 325 |
|
|
1 074 |
|
|
3 974 |
|
|
3 298 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur amont |
|
|
1 765 |
|
|
1 376 |
|
|
6 272 |
|
|
3 793 |
|
Secteur aval |
|
|
51 |
|
|
27 |
|
|
128 |
|
|
80 |
|
Produits chimiques |
|
|
3 |
|
|
1 |
|
|
6 |
|
|
3 |
|
Comptes non sectoriels |
|
|
21 |
|
|
5 |
|
|
47 |
|
|
14 |
|
Dépenses en immobilisations et
frais d'exploration |
|
|
1 840 |
|
|
1 409 |
|
|
6 453 |
|
|
3 890 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration imputés au
bénéfice inclus ci-dessus |
|
|
30 |
|
|
21 |
|
|
74 |
|
|
67 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe IV |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
TROISIÈME
TRIMESTRE DE 2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation |
|
|
Troisième trimestre |
|
|
Neuf mois |
|
|
|
2013 |
|
|
2012 |
|
|
2013 |
|
|
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute de
pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de barils
par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake |
|
|
147 |
|
|
152 |
|
|
152 |
|
|
154 |
|
Syncrude |
|
|
57 |
|
|
78 |
|
|
63 |
|
|
70 |
|
Classique |
|
|
22 |
|
|
19 |
|
|
21 |
|
|
20 |
|
Kearl |
|
|
23 |
|
|
- |
|
|
9 |
|
|
- |
|
Total de la production de pétrole
brut |
|
|
249 |
|
|
249 |
|
|
245 |
|
|
244 |
|
LGN mis en vente |
|
|
4 |
|
|
4 |
|
|
4 |
|
|
5 |
|
Total de la production de pétrole
brut et de LGN |
|
|
253 |
|
|
253 |
|
|
249 |
|
|
249 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute de
gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
|
|
211 |
|
|
188 |
|
|
201 |
|
|
194 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
d'équivalent pétrole (a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de barils
d'équivalent pétrole par jour) |
|
|
288 |
|
|
285 |
|
|
283 |
|
|
281 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette de
pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake |
|
|
115 |
|
|
126 |
|
|
126 |
|
|
120 |
|
Syncrude |
|
|
56 |
|
|
75 |
|
|
62 |
|
|
67 |
|
Classique |
|
|
18 |
|
|
15 |
|
|
17 |
|
|
15 |
|
Kearl |
|
|
21 |
|
|
- |
|
|
8 |
|
|
- |
|
Total de la production de pétrole
brut |
|
|
210 |
|
|
216 |
|
|
213 |
|
|
202 |
|
LGN mis en vente |
|
|
3 |
|
|
3 |
|
|
3 |
|
|
3 |
|
Total de la production de pétrole
brut et de LGN |
|
|
213 |
|
|
219 |
|
|
216 |
|
|
205 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette de
gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
|
|
201 |
|
|
182 |
|
|
188 |
|
|
197 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
d'équivalent pétrole (a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de barils
d'équivalent pétrole par jour) |
|
|
246 |
|
|
249 |
|
|
247 |
|
|
238 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut
fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) |
|
|
201 |
|
|
191 |
|
|
201 |
|
|
200 |
Ventes de brut
fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour) |
|
|
15 |
|
|
- |
|
|
5 |
|
|
- |
Ventes de LGN
(en milliers de barils par jour) |
|
|
9 |
|
|
5 |
|
|
9 |
|
|
8 |
Ventes de gaz
naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
|
|
178 |
|
|
185 |
|
|
168 |
|
|
183 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente
moyens (en dollars canadiens) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le pétrole brut
classique (le baril) |
|
|
93,48 |
|
|
77,25 |
|
|
83,57 |
|
|
77,43 |
|
Prix touché pour les LGN (le
baril) |
|
|
41,91 |
|
|
38,43 |
|
|
36,19 |
|
|
43,76 |
|
Prix touché pour le gaz naturel
(le millier de pieds cubes) |
|
|
2,66 |
|
|
2,18 |
|
|
3,21 |
|
|
2,12 |
|
Prix touché pour le pétrole
synthétique (le baril) |
|
|
113,63 |
|
|
90,25 |
|
|
102,98 |
|
|
93,04 |
|
Prix touché pour le bitume (le
baril) |
|
|
81,21 |
|
|
59,86 |
|
|
63,86 |
|
|
61,07 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Débit des
raffineries (en milliers de barils par jour) |
|
|
451 |
|
|
449 |
|
|
439 |
|
|
424 |
Utilisation de la
capacité de raffinage (en pourcentage) |
|
|
89 |
|
|
89 |
|
|
87 |
|
|
84 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétroliers (en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Essence (essence automobile) |
|
|
231 |
|
|
240 |
|
|
221 |
|
|
220 |
|
Mazout domestique, carburant
diesel et carburéacteur (distillats) |
|
|
159 |
|
|
161 |
|
|
156 |
|
|
148 |
|
Mazout lourd |
|
|
29 |
|
|
34 |
|
|
31 |
|
|
30 |
|
Huiles lubrifiantes et autres
produits (Autres) |
|
|
48 |
|
|
58 |
|
|
43 |
|
|
42 |
|
Ventes nettes de produits
pétroliers |
|
|
467 |
|
|
493 |
|
|
451 |
|
|
440 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de tonnes) |
|
|
242 |
|
|
252 |
|
|
725 |
|
|
780 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(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 DE 2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net |
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR des
É.-U.) |
|
|
|
par action ordinaire |
|
|
|
|
(en millions de dollars
canadiens) |
|
|
|
(en dollars) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2009 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier trimestre |
|
|
|
289 |
|
|
|
0,34 |
Deuxième trimestre |
|
|
|
209 |
|
|
|
0,25 |
Troisième
trimestre |
|
|
|
547 |
|
|
|
0,64 |
Quatrième
trimestre |
|
|
|
534 |
|
|
|
0,63 |
Année |
|
|
|
1 579 |
|
|
|
1,86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2010 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier trimestre |
|
|
|
476 |
|
|
|
0,56 |
Deuxième trimestre |
|
|
|
517 |
|
|
|
0,61 |
Troisième trimestre |
|
|
|
418 |
|
|
|
0,49 |
Quatrième trimestre |
|
|
|
799 |
|
|
|
0,95 |
Année |
|
|
|
2 210 |
|
|
|
2,61 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier trimestre |
|
|
|
781 |
|
|
|
0,92 |
Deuxième trimestre |
|
|
|
726 |
|
|
|
0,86 |
Troisième trimestre |
|
|
|
859 |
|
|
|
1,01 |
Quatrième
trimestre |
|
|
|
1 005 |
|
|
|
1,19 |
Année |
|
|
|
3 371 |
|
|
|
3,98 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier
trimestre |
|
|
|
1 015 |
|
|
|
1,20 |
Deuxième
trimestre |
|
|
|
635 |
|
|
|
0,75 |
Troisième
trimestre |
|
|
|
1 040 |
|
|
|
1,22 |
Quatrième
trimestre |
|
|
|
1 076 |
|
|
|
1,27 |
Année |
|
|
|
3 766 |
|
|
|
4,44 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier trimestre |
|
|
|
798 |
|
|
|
0,94 |
Deuxième
trimestre |
|
|
|
327 |
|
|
|
0,39 |
Troisième
trimestre |
|
|
|
647 |
|
|
|
0,76 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée