CALGARY, le 30
janv. 2014 /CNW/ -
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Quatrième trimestre |
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Douze mois |
(en millions de dollars, sauf
indication contraire) |
2013 |
2012 |
% |
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2013 |
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2012 |
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% |
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Bénéfice net (selon les PCGR des
États-Unis) |
1 056 |
1 076 |
(2) |
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2 828 |
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3 766 |
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(25) |
Bénéfice net par action ordinaire |
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- compte tenu d'une dilution (en dollars) |
1,24 |
1,26 |
(2) |
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3,32 |
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4,42 |
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(25) |
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Dépenses en immobilisations et frais
d'exploration |
1 567 |
1 793 |
(13) |
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8 020 |
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5 683 |
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41 |
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Rich Kruger, président du
Conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a
commenté comme suit :
L'Impériale a franchi plusieurs étapes importantes en 2013 en
continuant de prioriser la création de valeur élevée et durable
pour ses actionnaires. Notre priorité principale est la sécurité.
Bien que nous ayons travaillé un total de plus 44 millions
d'heures, notre deuxième résultat le plus élevé jamais enregistré,
nous avons pu atteindre un rendement en matière de sécurité de
notre main d'œuvre égal à celui consigné en 2012, notre meilleure
année dans l'histoire de la compagnie.
Notre accomplissement le plus marquant été le démarrage de notre
projet d'extraction des sables pétrolifères de Kearl, qui
représente le plus important investissement de l'histoire de la
compagnie. Grâce à d'abondantes ressources de haute qualité et à
une technologie de nouvelle génération, Kearl contribuera aux
résultats de la compagnie pendant des décennies. D'autres
investissements dans le secteur Amont, comme le projet Nabiye de
Cold Lake et les acquisitions de
Celtic et Clyden, rehausseront encore la valeur dans les années qui
viennent. Afin de soutenir la croissance du secteur Amont, nous
avons adopté des mesures pour améliorer l'accès au marché,
notamment en construisant un dépôt de chargement ferroviaire à
Edmonton. Le secteur Aval a
maximisé la valeur en accroissant l'accès de ses raffineries aux
bruts de l'Ouest canadien à prix avantageux, en mettant fin à
l'exploitation de la raffinerie de Dartmouth et en renforçant les activités de
détail d'un bout à l'autre du pays.
Le bénéfice du quatrième trimestre a été de 1 056 M$,
comparativement à 1 076 M$ pour la période correspondante de 2012.
Le bénéfice du secteur Aval du quatrième trimestre a été de
625 M$ − le plus fort trimestre du secteur Aval de toute l'histoire de la compagnie. Le
bénéfice global de 2013 a été de 2 828 M$.
La production brute du quatrième trimestre s'est établie en
moyenne à 329 000 barils d'équivalent pétrole par jour, en
regard de 285 000 en 2012. Cette hausse s'explique surtout par
l'entrée en production du projet Kearl et l'acquisition de
Celtic.
Le débit trimestriel des raffineries a été en moyenne de
387 000 barils par jour, contre 468 000 en 2012. Cette
baisse est due en grande partie à la fermeture de la raffinerie de
Dartmouth au troisième trimestre
de 2013 et à des activités
d'entretien périodique à la raffinerie de Nanticoke.
Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration du
quatrième trimestre se sont chiffrés à 1 567 M$. 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 72 pour cent et à 65 pour
cent, respectivement, à la fin du trimestre. Les investissements ce
trimestre ont été entièrement financés par les flux de trésorerie
générés par les activités d'exploitation.
La force du modèle d'entreprise de l'Impériale et sa capacité à
s'adapter à des conditions de marché dynamiques l'ont bien servie
en 2013 et continueront à le faire.
En 2014, on s'attend à ce que l'accent que l'Impériale mettra sur
la sécurité, l'intégrité opérationnelle, l'amélioration continue et
la croissance stratégique continue lui permette d'afficher des
résultats qui seront parmi les meilleurs du secteur.
L'Impériale est 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 quatrième trimestre
- Le bénéfice net a été de 1056 M$ ou 1,24 $ par
action sur une base diluée, comparativement à
1 076 M$ ou 1,26 $ par action au quatrième trimestre
de 2012. Au quatrième trimestre, les bénéfices du secteur Aval
ont été de 625 M$. Il s'agit du meilleur trimestre du secteur
Aval de l'histoire de la
compagnie.
- La moyenne de la production brute de barils d'équivalent
pétrole a été de 329 000 barils par jour, en regard de
285 000 en 2012. Cette hausse découle surtout du
démarrage du projet Kearl et de l'acquisition de Celtic (XTO Energy
Canada).
- Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à
387 000 barils par jour ce trimestre, en regard de
468 000 en 2012. Cette baisse s'explique par la fermeture de
la raffinerie de Dartmouth au
troisième trimestre et les activités d'entretien périodique
conduites à la raffinerie de Nanticoke.
- Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration
se sont établis à 1 567 M$. Ils ont été consacrés
principalement aux projets de croissance dans le secteur Amont,
notamment le projet d'expansion de Kearl et le projet Nabiye à
Cold Lake et ont été entièrement
financés par les flux de trésorerie générés par les activités
d'exploitation.
- La production brute de bitume à Kearl a continué de
s'accélérer, s'étant élevée en moyenne à 52 000 barils par
jour (la part de l'Impériale étant de 37 000 barils) au
cours du trimestre, les efforts pour atteindre des taux de
production de 110 000 barils par jour (la part de
l'Impériale étant de 78 000 barils) s'étant
poursuivis. Au cours du trimestre, la production a diminué par
suite de rudes conditions hivernales et de questions de fiabilité
de l'équipement qu'on s'attache à résoudre. Bien que nous ayons
atteint des taux de production brute de 100 000 barils par
jour (la part de l'Impériale étant de 71 000 barils)
au cours du trimestre, des activités continues visant à stabiliser
le rendement à ces niveaux plus élevés sont actuellement en cours.
Au cours du quatrième trimestre, les ventes à des parties non liées
ont débuté.
- Le projet d'expansion de Kearl avance conformément au
plan. Le projet était achevé à 72 pour cent à la fin
du trimestre et progresse dans les délais, son démarrage étant
prévu pour la fin de 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 65 pour cent à la fin du trimestre. La
construction de l'usine a progressé un peu plus lentement que prévu
en raison d'une productivité réduite des entrepreneurs et de
conditions hivernales difficiles. Malgré la pression, le démarrage
demeure prévu pour la fin de 2014, la production devant alors
s'élever à 40 000 barils par jour.
- Projet commun de chargement ferroviaire à Edmonton en cours de construction.
L'installation est conçue comme un dépôt de pétrole brut capable de
charger un à trois trains-blocs par jour grâce à une capacité
initiale de 100 000 barils par jour pouvant passer à
250 000 barils par jour. Ce dépôt jouera un rôle important
pour accroître l'accès de la production des sables pétrolifères à
des marchés attrayants. Les premières livraisons en provenance de
l'installation sont attendues pour 2015.
- Dépôt d'une demande auprès des autorités de réglementation
pour le projet d'exploitation in situ de sables pétrolifères
Aspen. Le projet de
développement Aspen fera appel à
une technique de séparation gravitaire stimulée par injection de
vapeur (SGSIV) pour accéder à des ressources de bitume dont la
partie récupérable pourrait atteindre 1,1 milliard de barils.
L'Impériale prévoit de mettre en valeur ces ressources en trois
phases d'environ 45 000 barils par jour chacune. Sous réserve
d'approbations des autorités de réglementation, d'évaluations
techniques additionnelles et de conditions commerciales favorables,
une décision finale en matière d'investissement pourrait être
annoncée dès 2017.
- Obtention de l'approbation de l'ONÉ pour un permis
d'exportation de GNL. En décembre, l'Office national de
l'énergie a approuvé la demande d'exportation de 30 millions de
tonnes par an de gaz naturel liquéfié (GNL) déposée par WCC LNG,
entreprise détenue conjointement par Pétrolière Impériale
Ressources Ltée et ExxonMobil Canada. La décision finale en matière
d'investissement sera basée sur un certain nombre de facteurs, dont
des approbations gouvernementales et réglementaires satisfaisantes,
la compétitivité fiscale et économique, les futures conditions du
marché et les contrats de vente de GNL.
- Contribution record de 2 M$ à la section Centraide de
Calgary et des environs.
L'Impériale, ExxonMobil Canada, ainsi que les employés,
entrepreneurs et retraités de ces entreprises ont effectué des dons
généreux de plus de 2 M$ à la section Centraide de Calgary et des environs. En 2013, des dons de
plus de 4,5 M$ ont été versés aux campagnes Centraide-United Way au
Canada.
Comparaison des quatrièmes trimestres de 2013 et de 2012
Le bénéfice net de la compagnie pour le quatrième trimestre
de 2013 a été de 1 056 M$ ou 1,24 $ par action
sur une base diluée, comparativement à 1 076 M$ ou
1,26 $ par action pour la même période de l'exercice
précédent.
Le bénéfice net du secteur Amont du quatrième trimestre s'est
établi à 411 M$, comparativement à 488 M$ pour la période
correspondante de 2012. Ces résultats inférieurs sont
essentiellement attribuables à la baisse des prix obtenus pour les
liquides, ce qui a retranché environ 85 M$. Les résultats du
quatrième trimestre 2013 incluaient également une hausse de la part
des redevances de Syncrude revenant à la compagnie (environ 75 M$),
conséquence de la résolution avec le gouvernement albertain d'un
certain nombre de questions de redevances de longue date et d'un
gain de 73 M$ provenant de la vente d'immobilisations hors
exploitation.
Pendant que le prix du brut de référence West Texas Intermediate
(WTI) était en hausse de 9,38 $ le baril en dollars américains
(environ 11 pour cent) au quatrième trimestre de 2013 par rapport
au quatrième trimestre de 2012, les augmentations des prix moyens
obtenus en dollars canadiens par la compagnie provenant des ventes
de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique se
limitaient à 1,47 $ et 0,75 $ par baril, respectivement,
en raison de contraintes logistiques imposées aux pétroles bruts
canadiens. Le prix moyen que la compagnie a obtenu pour son bitume
en dollars canadiens au quatrième trimestre a été de 53,31 $
le baril contre 55,90 $ au quatrième trimestre de 2012. Cette
baisse est imputable à l'élargissement 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 s'est établi 3,45 $ le
millier de pieds cubes au quatrième trimestre de 2013, en
hausse de 0,50 $ par rapport à la même période
de 2012.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 155 000 barils par jour,
et reste inchangée par rapport à la même période de 2012.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude au quatrième trimestre s'est élevée à 77 000 barils
par jour en regard de 75 000 au quatrième trimestre
de 2012, surtout en raison d'entretien réduites.
La quote-part de la compagnie dans la production brute issue de
la mise en valeur initiale de Kearl s'est établie à 37 000
barils par jour. Au cours du trimestre, les efforts pour atteindre
des taux de production bruts de 110 000 barils par jour (la
part de l'Impériale étant de 78 000 barils) ont continué.
Au cours de cette même période, la production a également subi
l'impact de rudes conditions hivernales et de questions de
fiabilité de l'équipement qu'on s'attache à résoudre. Bien que nous
ayons atteint une production brute de 100 000 barils par jour
(la part de l'Impériale étant de 71 000 barils) au cours
du trimestre, des activités continues visant à stabiliser le
rendement à ces niveaux plus élevés sont actuellement en cours. Au
cours du quatrième trimestre, les ventes à des parties non liées
ont débuté tel que prévu.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 22 000 barils par jour au quatrième trimestre, en
regard de 20 000 pour la période correspondante
de 2012.
La production brute de gaz naturel au quatrième trimestre
de 2013 a été de 204 millions de pieds cubes par jour,
contre 187 millions au cours de la période correspondante de
l'exercice précédent, ce qui reflète les apports consécutifs à
l'acquisition de Celtic plus tôt dans l'année.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est établi à 625 M$ au
quatrième trimestre, en hausse de 76 M$ par rapport au
quatrième trimestre de 2012. Les résultats du quatrième
trimestre représentaient le bénéfice trimestriel le plus élevé du
secteur Aval dans l'histoire de la compagnie, surtout en raison de
marges de commercialisation en hausse d'environ 70 M$.
Le bénéfice net du secteur des produits chimiques a été de
46 M$ au quatrième trimestre, dans la lignée des 44 M$ du
trimestre correspondant de 2012.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont
affiché un solde négatif de 26 M$ au quatrième trimestre,
comparativement à un solde négatif de 5 M$ pour la période
correspondante de 2012, en raison de modifications apportées
aux charges liées à la rémunération à base d'actions.
Le solde de trésorerie de la compagnie était de 272 M$ au 31
décembre 2013,comparativement à 482 M$ à la fin 2012.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 1 659 M$ au cours du quatrième trimestre
en regard de 1 647 M$ pour la période correspondante
de 2012.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 1 434 M$ au cours du quatrième trimestre,
comparativement à 1 632 M$ au cours de la période
correspondante de 2012. Les acquisitions d'immobilisations
corporelles se sont établies à 1 526 M$ au cours du
quatrième trimestre, en regard de 1 655 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 2015. L'expansion du
projet Nabiye à Cold Lake devrait
accroître la production de 40 000 barils de bitume par jour
avant redevances.
Faits saillants de l'exercice
- Le bénéfice net s'est établi à 2 828 M$, en regard de
3 766 M$ en 2012.
- Le bénéfice net par action ordinaire a été de 3,32 $,
comparativement à 4,42 $ en 2012.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 3 292 M$, comparativement à
4 680 M$ en 2012.
- Les dépenses en immobilisations et en exploration se sont
élevées à 8 020 M$, dont 1 894 M$ associés avec les
acquisitions de Celtic et Clyden. Pour 2014, des dépenses d'environ
5,5 M$.
- La moyenne de la production brute de barils d'équivalent
pétrole a été de 295 000 barils par jour, en regard de
282 000 en 2012.
- Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 426 000
barils par jour, en baisse de 9 000 barils par jour par
rapport à 2012. Si l'on exclut l'impact de la reconversion de
la raffinerie de Dartmouth en un
dépôt de carburant (en septembre 2013), l'utilisation de la
capacité de raffinage a augmenté de deux pour cent pour atteindre
88 pour cent.
- Les dividendes par action déclarés dans l'exercice se sont
élevés à 0,49 $, en hausse de 0,01 $ par rapport à
2012.
Comparaison des exercices 2012
et 2013
Le bénéfice net de 2013 s'est établi à 2 828 M$ ou
3,32 $ par action sur une base diluée, en regard
3 766 M$ ou 4,42 $ par action pour 2012.
Ces résultats inférieurs découlent essentiellement d'une baisse
importante des marges de raffinage, ce qui a retranché environ
700 M$ aux résultats, de la hausse des frais associés à Kearl,
qui se sont élevés à environ 180 M$, de la diminution des
volumes à Syncrude, qui ont retranché environ 120 M$, et de la
diminution de l'apport de Cold
Lake, qui a retranché 120 M$. Les résultats de 2013
comprenaient également une charge de 280 M$ après impôts liée
à la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Ces
facteurs ont été en partie compensés par les effets combinés de
prix plus élevés obtenus pour les liquides, ce qui a ajouté environ
125 M$, d'une baisse du dollar canadien d'environ 125 M$,
de marges de commercialisation plus élevées, ce qui a ajouté
environ 120 M$ et de coûts d'entretien des raffineries réduits
d'environ 90 M$.
Le bénéfice net du secteur Amont de 2013 s'est établi à
1 712 M$, comparativement à 1 888 M$
en 2012. Ces résultats inférieurs découlent principalement
d'une hausse d'environ 180 M$ des frais associés à Kearl, la
production enregistrée du démarrage du projet à la fin d'avril
n'ayant pas suffi à contrebalancer les frais de démarrage et
d'exploitation engagés à ce jour, d'une diminution des volumes à
Syncrude qui a retranché environ 120 M$ et d'une hausse des
coûts des diluants et de l'énergie à Cold
Lake, qui s'est élevée à environ 120 M$. Ces facteurs
ont été atténués par une hausse des prix obtenus pour les liquides,
qui a augmenté les résultats d'environ 125 M$, et par la chute
du dollar canadien, ce qui a ajouté environ 125 M$.
Les prix de la majeure partie de la production de liquides de la
compagnie sont basés sur celui du pétrole brut WTI, un brut de
référence courant pour les marchés pétroliers du centre du
continent nord-américain. Le prix du brut WTI était en hausse de
3,90 $US le baril (environ
quatre pour cent) en 2013 par rapport à 2012. Le prix moyen touché
par la compagnie a également augmenté en dollars canadiens sur les
ventes de pétrole brut classique, de pétrole brut synthétique et de
bitume. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz
naturel, de 3,27 $ le millier de pieds cubes au cours
de 2013, était en hausse de 0,94 $ le millier de pieds
cubes par rapport à 2012.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 153 000 barils par jour
contre 154 000 en 2012.
Au cours de l'exercice écoulé, la quote-part de la compagnie
dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à
67 000 barils par jour en regard de 72 000 en 2012. Ce
sont principalement les activités d'entretien systématique qui ont
contribué à la baisse de la production.
La quote-part de la compagnie dans la production brute provenant
de la mise en valeur initiale de Kearl s'est établie à 16 000
barils par jour pour l'ensemble de l'exercice.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 21 000 barils par jour au cours de l'exercice en
regard de 20 000 en 2012.
La production brute de gaz naturel de 2013 s'est élevée à
201 millions de pieds cubes par jour, comparativement à 192
millions en 2012. La hausse de la production reflète les apports
consécutifs à l'acquisition de Celtic et au projet pilote de Horn
River, qui ont compensé amplement la diminution naturelle du
rendement des gisements.
Le bénéfice net du secteur Aval
de 2013 s'est établi à 1 052 M$, comparativement à
1 772 M$ en 2012. Les résultats ont souffert de la
baisse marquée des marges de raffinage, ce qui a retranché environ
700 M$ aux résultats. Les résultats de 2013 comprenaient
également une charge de 280 M$ après impôts associée à la
conversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Ces
facteurs ont été partiellement compensés par une hausse des marges
de commercialisation d'environ 120 M$, et par une baisse des
coûts d'entretien des raffineries d'environ 90 M$.
Le coût global du pétrole brut traité par les raffineries de la
compagnie a largement suivi la tendance des pétroles bruts de
l'Ouest canadien. Les prix de gros des produits raffinés au
Canada sont en grande partie
déterminés par les prix de gros des régions américaines adjacentes,
où ceux-ci sont principalement liés aux marchés de produits
internationaux. La baisse des résultats du secteur Aval en 2013 par
rapport à 2012 est avant tout le résultat de marges de raffinage
qui ont diminué dans l'ensemble du secteur, ce qui a été
partiellement annulé par la hausse des marges de
commercialisation.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de
162 M$ contre le record de 165 M$ atteint
en 2012.
Pour 2013, les comptes non sectoriels ont affiché un solde
négatif de 98 M$, en regard d'un solde négatif de 59 M$
en 2012.
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
qui seront obtenus, 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; des événements politiques ou l'évolution de la
réglementation; les calendriers de 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; des 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 qui 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 |
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2013 |
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Quatrième trimestre |
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Douze mois |
en millions de dollars
canadiens, sauf indication contraire |
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2013 |
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2012 |
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2013 |
|
2012 |
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Bénéfice net (selon
les PCGR des É.-U.) |
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Total des produits et autres revenus |
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8 363 |
|
7 804 |
|
32 929 |
|
31 188 |
|
Total des charges |
|
6 985 |
|
6 390 |
|
29 192 |
|
26 195 |
|
Bénéfices avant impôts sur les bénéfices |
|
1 378 |
|
1 414 |
|
3 737 |
|
4 993 |
|
Impôts sur les bénéfices |
|
322 |
|
338 |
|
909 |
|
1 227 |
|
Bénéfice net |
|
1 056 |
|
1 076 |
|
2 828 |
|
3 766 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net par action ordinaire (en
dollars) |
|
1,25 |
|
1,27 |
|
3,34 |
|
4,44 |
|
Bénéfice net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars) |
|
1,24 |
|
1,26 |
|
3,32 |
|
4,42 |
|
|
|
|
|
|
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|
Autres données
financières |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Taxe d'accise fédérale comprise dans
les produits d'exploitation |
|
382 |
|
327 |
|
1 423 |
|
1 338 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Gain (perte) à la vente d'actifs,
après impôts |
|
74 |
|
5 |
|
120 |
|
72 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de l'actif au 31 décembre |
|
|
|
|
|
37 218 |
|
29 364 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de la dette au 31 décembre |
|
|
|
|
|
6 287 |
|
1 647 |
|
Ratio de couverture des intérêts par
les bénéfices |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(nombre de fois) |
|
|
|
|
|
54,8 |
|
238,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à long terme au 31
décembre |
|
|
|
|
|
3 091 |
|
3 983 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au 31 décembre |
|
|
|
|
|
19 524 |
|
16 377 |
|
Capital utilisé au 31 décembre |
|
|
|
|
|
25 834 |
|
18 048 |
|
Rendement du capital moyen utilisé
(a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(pourcentage) |
|
|
|
|
|
12,9 |
|
23,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total |
|
109 |
|
102 |
|
415 |
|
408 |
|
Par action ordinaire (en dollars)
|
|
0,13 |
|
0,12 |
|
0,49 |
|
0,48 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions ordinaires en
circulation |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Au 31 décembre |
|
|
|
|
|
847,6 |
|
847,6 |
|
|
Moyenne - compte tenu d'une dilution |
|
850,3 |
|
850,3 |
|
850,6 |
|
851,1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(a) |
Le rendement du capital moyen utilisé correspond au bénéfice
net, coût de financement après impôts non déduit, divisé par la
moyenne du capital utilisé au début et à la fin de la
période. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe II |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Quatrième
trimestre |
|
Douze
mois |
en millions de dollars canadiens |
|
2013 |
|
2012 |
|
2013 |
|
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin
de la période |
272 |
|
482 |
|
272 |
|
482 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net |
|
1 056 |
|
1 076 |
|
2 828 |
|
3 766 |
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie
: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Amortissement et épuisement |
|
250 |
|
210 |
|
1 110 |
|
761 |
|
(Gain) perte à la vente d'actifs |
|
(90) |
|
(8) |
|
(150) |
|
(94) |
|
Charge d'impôts futurs et autres |
|
206 |
|
330 |
|
482 |
|
619 |
Variations de l'actif et du passif
d'exploitation |
|
237 |
|
39 |
|
(978) |
|
(372) |
Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation |
|
1 659 |
|
1 647 |
|
3 292 |
|
4 680 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités
d'investissement |
|
(1 434) |
|
(1 632) |
|
(7 735) |
|
(5 238) |
|
Produit de la vente d'actifs |
|
92 |
|
17 |
|
160 |
|
226 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités de
financement |
|
(29) |
|
(2) |
|
4 233 |
|
(162) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe III |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Quatrième
trimestre |
|
Douze
mois |
en millions de dollars canadiens |
|
2013 |
|
2012 |
|
2013 |
|
2012 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR des É.-U.) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
411 |
|
488 |
|
1 712 |
|
1 888 |
|
Secteur Aval |
|
625 |
|
549 |
|
1 052 |
|
1 772 |
|
Produits chimiques |
|
46 |
|
44 |
|
162 |
|
165 |
|
Comptes non sectoriels |
|
(26) |
|
(5) |
|
(98) |
|
(59) |
|
Bénéfice net |
|
1 056 |
|
1 076 |
|
2 828 |
|
3 766 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Produits et autres revenus |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
2 396 |
|
2 210 |
|
10 187 |
|
8 830 |
|
Secteur Aval |
|
6 725 |
|
6 996 |
|
27 487 |
|
27 761 |
|
Produits chimiques |
|
376 |
|
390 |
|
1 574 |
|
1 601 |
|
Éliminations/Autres |
|
(1 134) |
|
(1 792) |
|
(6 319) |
|
(7 004) |
|
Total |
|
8 363 |
|
7 804 |
|
32 929 |
|
31 188 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole brut et de
produits |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
748 |
|
702 |
|
3 778 |
|
3 056 |
|
Secteur Aval |
|
4 840 |
|
5 243 |
|
21 628 |
|
21 316 |
|
Produits chimiques |
|
239 |
|
265 |
|
1 065 |
|
1 115 |
|
Éliminations |
|
(1 132) |
|
(1 791) |
|
(6 316) |
|
(7 011) |
|
Achats de pétrole brut et de produits |
|
4 695 |
|
4 419 |
|
20 155 |
|
18 476 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais de production et de fabrication |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
881 |
|
741 |
|
3 389 |
|
2 704 |
|
Secteur Aval |
|
383 |
|
372 |
|
1 695 |
|
1 569 |
|
Produits chimiques |
|
53 |
|
47 |
|
210 |
|
185 |
|
Éliminations |
|
(3) |
|
(1) |
|
(6) |
|
(1) |
|
Frais de production et de fabrication |
|
1 314 |
|
1 159 |
|
5 288 |
|
4 457 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en immobilisations et frais
d'exploration |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
1 483 |
|
1 725 |
|
7 755 |
|
5 518 |
|
Secteur Aval |
|
59 |
|
60 |
|
187 |
|
140 |
|
Produits chimiques |
|
3 |
|
1 |
|
9 |
|
4 |
|
Comptes non sectoriels |
|
22 |
|
7 |
|
69 |
|
21 |
|
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration |
|
1 567 |
|
1 793 |
|
8 020 |
|
5 683 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration imputés au bénéfice, inclus ci-dessus |
|
49 |
|
16 |
|
123 |
|
83 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
IV |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données d'exploitation |
Quatrième trimestre |
|
Douze 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 |
155 |
|
155 |
|
153 |
|
154 |
|
Syncrude |
77 |
|
75 |
|
67 |
|
72 |
|
Classique |
22 |
|
20 |
|
21 |
|
20 |
|
Kearl |
37 |
|
- |
|
16 |
|
- |
|
Total de la production de pétrole
brut |
291 |
|
250 |
|
257 |
|
246 |
|
LGN mis en vente |
4 |
|
4 |
|
4 |
|
4 |
|
Total de la production de pétrole
brut et de LGN |
295 |
|
254 |
|
261 |
|
250 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute de gaz naturel (en millions
de pieds cubes par jour) |
204 |
|
187 |
|
201 |
|
192 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute d'équivalent pétrole
(a) |
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par
jour) |
329 |
|
285 |
|
295 |
|
282 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette de pétrole brut et de LGN
(en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake |
132 |
|
133 |
|
127 |
|
123 |
|
Syncrude |
72 |
|
75 |
|
65 |
|
69 |
|
Classique |
18 |
|
15 |
|
17 |
|
15 |
|
Kearl |
33 |
|
- |
|
15 |
|
- |
|
Total de la production de pétrole
brut |
255 |
|
223 |
|
224 |
|
207 |
|
LGN mis en vente |
4 |
|
3 |
|
3 |
|
3 |
|
Total de la production de pétrole
brut et de LGN |
259 |
|
226 |
|
227 |
|
210 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette de gaz naturel (en millions
de pieds cubes par jour) |
195 |
|
192 |
|
189 |
|
195 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette d'équivalent pétrole
(a) |
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par
jour) |
292 |
|
258 |
|
259 |
|
243 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en
milliers de barils par jour) |
203 |
|
206 |
|
202 |
|
201 |
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en
milliers de barils par jour) |
52 |
|
- |
|
17 |
|
- |
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) |
9 |
|
8 |
|
9 |
|
8 |
Ventes de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour) |
165 |
|
159 |
|
167 |
|
177 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le pétrole brut
classique (le baril) |
77,94 |
|
76,47 |
|
82,41 |
|
77,19 |
|
Prix touché pour les LGN (le
baril) |
47,53 |
|
37,24 |
|
39,26 |
|
42,06 |
|
Prix touché pour le gaz naturel
(le millier de pieds cubes) |
3,45 |
|
2,95 |
|
3,27 |
|
2,33 |
|
Prix touché pour le pétrole
synthétique (le baril) |
91,65 |
|
90,90 |
|
99,69 |
|
92,48 |
|
Prix touché pour le bitume (le
baril) |
53,31 |
|
55,90 |
|
60,57 |
|
59,76 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Débit des raffineries (b) (en milliers de
barils par jour) |
387 |
|
468 |
|
426 |
|
435 |
Utilisation de la capacité de raffinage (b)
(en pourcentage) |
92 |
|
92 |
|
88 |
|
86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits pétroliers (en milliers
de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Essence (essence automobile) |
229 |
|
223 |
|
223 |
|
221 |
|
Mazout domestique,
carburant diesel et carburéacteur (distillats) |
172 |
|
160 |
|
160 |
|
151 |
|
Mazout lourd |
21 |
|
31 |
|
29 |
|
30 |
|
Huiles lubrifiantes et autres
produits (Autres) |
39 |
|
47 |
|
42 |
|
43 |
|
Ventes nettes de produits
pétroliers |
461 |
|
461 |
|
454 |
|
445 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits pétrochimiques (en
milliers de tonnes) |
215 |
|
264 |
|
940 |
|
1 044 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(a) |
Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de
pieds cubes pour mille barils |
(b) |
Les activités ont été abandonnées le 16
septembre 2013 à la raffinerie de Dartmouth. L'utilisation de
la capacité est calculée en fonction du nombre de jours que les
raffineries ont été utilisées comme telles en 2013. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe V |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
QUATRIÈME
TRIMESTRE 2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net |
|
|
|
Bénéfice net (selon les 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 |
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0,75 |
Troisième trimestre |
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1 040 |
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1,22 |
Quatrième trimestre |
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1 076 |
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1,27 |
Année |
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3 766 |
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4,44 |
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2013 |
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Premier trimestre |
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798 |
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0,94 |
Deuxième trimestre |
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327 |
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0,39 |
Troisième trimestre |
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647 |
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0,76 |
Quatrième trimestre |
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1 056 |
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1,25 |
Année |
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2 828 |
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3,34 |
SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée