Pour les neuf mois clos le 30 septembre 2014
CALGARY, le 31 oct. 2014 /CNW/ -
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Troisième
trimestre |
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Neuf mois |
(en millions de dollars, sauf indication
contraire) |
2014 |
2013 |
% |
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2014 |
2013 |
% |
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Bénéfice net (PCGR des États-Unis) |
936 |
647 |
45 |
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3 114 |
1 772 |
76 |
Bénéfice net par action ordinaire |
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-compte tenu d'une dilution (en dollars) |
1,10 |
0,76 |
45 |
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3,66 |
2,08 |
76 |
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Dépenses en immobilisations et frais
d'exploration |
1 434 |
1 840 |
(22) |
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4 066 |
6 453 |
(37) |
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Rich Kruger, président du
Conseil, président et chef de la direction, a commenté comme
suit :
Au cours du trimestre, l'Impériale a continué de mettre l'accent
sur la performance opérationnelle et la sécurité tout en faisant
avancer les principaux projets de croissance du secteur Amont. Plus
particulièrement, les secteurs Aval et des Produits chimiques ont
continué d'afficher des résultats solides. La production à Kearl a
augmenté et les projets d'expansion des projets de Kearl et Nabiye
à Cold Lake ont avancé comme
prévu.
Le bénéfice du troisième trimestre s'est élevé à 936 M$, ou
1,10 $ par action, en hausse de 45 % par rapport à la
période correspondante de 2013.
La production brute s'est établie en moyenne à
307 000 barils d'équivalents pétrole par jour, soit une
hausse de 19 000 barils par rapport à la même période
de 2013, principalement en raison de l'augmentation de la
production à Kearl. Exclusion faite de l'incidence de la cession
d'actifs, la production totale a enregistré une hausse de 12 % au
cours du trimestre. Ce trimestre, la production moyenne de Kearl a
atteint 78 000 barils par jour (la part de l'Impériale se
chiffrant à 55 000 barils). Exclusion faite de
l'incidence des importants travaux d'entretien systématique, qui
ont été exécutés sur une période de la dernière quinzaine de
septembre, la production brute moyenne de Kearl a atteint
92 000 barils par jour (la part de l'Impériale se
chiffrant à 65 000 barils).
Le débit des raffineries s'est élevé à 409 000 barils par jour,
soit une hausse de 17 000 barils par rapport à 2013, avec une
utilisation de la capacité de raffinage de 97 %. Les ventes de
produits pétroliers ont attaint un niveau record de 502 000
barils par jour, en hausse de 35 000 barils, soit 7 %, par rapport
à la même période de l'exercice précédent. Le bénéfice du secteur
Produits chimiques a aussi atteint un chiffre record, soit 66 M$,
ce qui représente une hausse de près de 70 % par rapport à la même
période de l'exercice précédent.
Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration au
troisième trimestre se sont chiffrés à 1 434 M$. Les
investissements 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, lesquels étaient achevés à 97 % et à 96 %
respectivement à la fin du trimestre. Par ailleurs, il a été décidé
d'augmenter la capacité initiale du terminal de chargement de
wagons-citernes d'Edmonton de 100
000 à 210 000 barils par jour. Le projet, qui continue de
progresser vers un démarrage au premier trimestre 2015, assurera
l'accès aux marchés de choix pour la quote-part de production.
Notre contribution aux collectivités dans lesquelles nous vivons
et travaillons s'est poursuivie. En août, Esso s'est joint aux Jeux
panaméricains et parapanaméricains de 2015 à Toronto à titre de fournisseur officiel de
carburant et de produits de dépannage. En l'honneur de la ville
d'origine de l'Impériale, des dons d'un montant de plus de
120 000 $ ont été faits à l'occasion du centenaire de
Sarnia. Les fonds recueillis
serviront au financement des arts locaux, d'événements
communautaires de récompenses scolaires et au soutien des écoles de
Sarnia et des environs.
Même après plus d'un siècle d'existence,
l'Impériale demeure un acteur majeur dans la promotion de la
technologie et de l'innovation visant à mettre en valeur les
ressources énergétiques du Canada
de façon respectueuse. Principal raffineur de produits
pétroliers du Canada, producteur
incontournable de pétrole brut et de gaz naturel, producteur clé de
produits pétrochimiques et chef de file dans la distribution de
carburant à l'échelle du pays, notre compagnie continue de viser
les normes les plus élevées qui soient, et ce, dans tous les
secteurs d'activité.
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net a été de 936 M$ ou 1,10 $ par
action sur une base diluée, en hausse de 45 % par rapport
aux 647 M$ ou 0,76 $ par action du troisième trimestre
de 2013.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été
de 307 000 barils par jour, soit une hausse de 7 % par
rapport aux 288 000 barils produits durant la même
période de 2013. Exclusion faite de l'incidence de la cession
d'actifs classiques, la production totale s'est élevée à 34 000
barils par jour, soit 12 %.
- Le débit moyen des raffineries a été de
409 000 barils par jour, contre 392 000 barils
par jour au troisième trimestre de 2013, après ajustement pour
tenir compte de la fermeture de la raffinerie de Dartmouth. La capacité de raffinage a été
utilisée en moyenne à 97 %, en hausse de 6 % pour le trimestre.
- Les ventes de produits pétroliers ont augmenté de
35 000 barils par jour, pour atteindre
502 000 barils par jour au troisième trimestre, ce qui
concorde avec la stratégie de la compagnie d'accroître ses ventes
sur les marchés canadiens qui sont rentables.
- Le bénéfice du secteur des Produits chimiques a atteint le
chiffre record pour de 66 M$ ce trimestre, en hausse de 27 M$
par rapport à la même période de 2013. Ces résultats reflètent
l'élargissement des marges de raffinage et le plein effet sur le
trimestre du traitement des charges d'alimentation en éthane à un
coût avantageux provenant de la formation schisteuse de
Marcellus.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d'exploitation se sont élevés à 1 230 M$, en hausse de
932 M$ par rapport au troisième trimestre de 2013. Cette
hausse est attribuable aux effets du fonds de roulement et à
l'augmentation du bénéfice.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration, qui
se sont chiffrés à 1 434 M$, ont été consacrés
principalement aux projets d'expansion de Kearl et de croissance de
Nabiye à Cold Lake, dans le
secteur Amont.
- Au cours du trimestre, la production moyenne de Kearl a
atteint 78 000 barils par jour (la part de
l'Impériale se chiffrant à 55 000 barils). D'importants
travaux d'entretien systématique, comprenant notamment des travaux
d'entretien à l'usine de préparation du minerai et aux circuits
'hydrotransport, d'extraction et de récupération du solvant, ainsi
que des modifications apportées aux instruments de traitement par
moussage paraffinique et la modernisation des vannes de commande,
le tout dans le but d'accroître la fiabilité, ont été exécutés sans
incident au cours des deux dernières semaines du mois de septembre.
Compte non tenu de cet arrêt de 14 jours, la production
trimestrielle moyenne s'est élevée à 92 000 barils par jour
(la part de l'Impériale étant de 65 000 barils par jour).
- Le projet d'expansion de Kearl est achevé à 97 %.
Le projet est en avance sur le calendrier et son démarrage prévu
pour 2015 pourrait être devancé. On compte atteindre une
production brute de 110 000 barils par jour (la part de
l'Impériale étant de 78 000 barils par jour). Les leçons
tirées du développement initial sont prises en compte.
- Le projet Nabiye à Cold
Lake est achevé à 96 %. L'adjonction de vapeur initiale
est toujours prévue pour la fin de 2014, le début de la production
de bitume étant prévue au premier trimestre de 2015. La capacité de
production ultime devrait être de 40 000 barils par jour.
- Le projet de terminal de chargement de wagons-citernes
d'Edmonton a progressé comme
prévu. Il a été décidé d'augmenter la capacité initiale de
100 000 à 210 000 barils par jour. Ce projet assurera
l'accès à des marchés de choix pour la quote-part de production.
Son démarrage est toujours prévu pour le premier trimestre
2015.
- Le partenariat commercial avec Tim
Hortons a été élargi afin de s'assurer que la majorité
des quelques 470 stations d'essence appartenant à Esso offrent des
produits Tim Hortons. Cette
expansion se déroulera sur plusieurs années.
- Esso s'est joint aux Jeux panaméricains qui doivent se
dérouler à Toronto en 2015 en
qualité de fournisseur officiel de carburant et de produits de
dépannage. Près de 10 000 athlètes, entraîneurs et officiels
de 41 pays participeront aux Jeux avec le soutien de 20 000
bénévoles. La commandite d'Esso s'étend également aux Jeux
parapanaméricains, qualificatifs pour les Jeux paralympiques de Rio
2016.
- Don de plus de
120 000 $ pour la célébration du centenaire de la ville
de Sarnia. À cette occasion,
des festivités auront lieu toute l'année. Les fonds collectés
permettront de financer le panneau d'affichage numérique de
l'Imperial Theatre, une fête du Jour
de l'An pour les enfants et la remise de prix scolaires et
un soutien pour encourager les élèves à concevoir des projets sur
l'histoire locale. L'Impériale a fait ses premiers pas dans la
région et exploite des raffineries à Sarnia depuis plus de 120 ans.
Comparaison des troisièmes trimestres de 2014 et de 2013
Le bénéfice net de la compagnie du troisième trimestre
de 2014 a été de 936 M$ ou 1,10 $ par action sur une
base diluée, comparativement à 647 M$ ou 0,76 $ par
action pour la même période de l'année précédente.
Le bénéfice net du secteur Amont du troisième trimestre s'est
établi à 532 M$, en baisse de 72 M$ par rapport à la
période correspondante de 2013. Le bénéfice du troisième
trimestre de 2014 reflète une baisse d'environ 200 M$ sur les prix
touchés par la compagnie pour le bitume et le pétrole brut
synthétique. La baisse du bénéfice est également attribuable à une
augmentation des redevances, ainsi qu'à une hausse des coûts
énergétiques et d'autres coûts d'exploitation se chiffrant à
environ 90 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par la
hausse des prix obtenus pour les liquides qui a compté pour environ
140 M$, principalement attribuable à l'accroissement de la
production de Kearl et à des effets de change, par suite de la
dépréciation du dollar canadien, d'environ 85 M$.
Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de pétrole
brut synthétique a accusé une baisse d'environ 10 %, le baril
s'étant vendu 102,58 $ au troisième trimestre de 2014
comparativement à 113,63 $ à la même période de l'exercice
précédent. Cette baisse de prix fait suite pour beaucoup au repli
du prix de référence du pétrole brut West
Texas Intermediate (WTI), qui a reculé de 8 % environ pour
s'établir à 97,25 $US le baril. Le
prix moyen touché par la compagnie pour le bitume a été de 74,82 $
le baril, ce qui reflète également la tendance du WTI, sa baisse
ayant été de 8 % par rapport au troisième trimestre de 2013.
Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz
naturel, de 3,58 $ le millier de pieds cubes au troisième
trimestre de 2014, était en hausse d'environ 0,92 $ par
rapport à la même période de 2013.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 149 000 barils par jour
au troisième trimestre, en regard de 147 000 barils par jour
pour la même période de l'exercice précédent.
La production brute issue de la mise en valeur initiale de Kearl
s'est établie à 78 000 barils par jour (la part de l'Impériale
étant de 55 000 barils), contre 33 000 barils par
jour (la part de l'Impériale étant de 23 000 barils) au
cours du troisième trimestre de 2013.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude au troisième trimestre s'est élevée à 61 000 barils
par jour, contre 57 000 barils par jour au troisième trimestre
de 2013. L'augmentation de la production s'explique par la
diminution des activités d'entretien.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 16 000 barils par jour au troisième trimestre, en
regard de 22 000 barils par jour pour la période
correspondante de 2013. La baisse de la production découle
essentiellement de l'impact de la cession de biens au cours du
premier semestre de 2014.
La production brute de gaz naturel du deuxième trimestre
de 2014 a été de 149 millions de pieds cubes par jour,
comparativement à 211 millions de pieds cubes par jour pour la
période correspondante de l'exercice précédent, reflétant
l'incidence des biens cédés au cours du premier semestre de
2014.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est élevé à 343 M$
au troisième trimestre, soit 297 M$ de plus qu'au
trimestre correspondant de l'exercice 2013. Les résultats ont
progressé par suite notamment de l'accroissement de la fiabilité
des raffineries et de l'ensemble des charges d'alimentation, ce qui
a rapporté 110 M$, de la hausse d'environ 100 M$ des marges de
raffinage, et de la hausse de quelque 70 M$ des marges de
commercialisation et des ventes.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a atteint le
chiffre record de 66 M$ au troisième trimestre,
comparativement à 39 M$ au trimestre correspondant de l'exercice
précédent. Les fortes marges réalisées sur tous les produits et le
traitement des charges d'alimentation en éthane à un coût
avantageux provenant de la formation schisteuse de Marcellus ont
contribué à ces résultats historiques.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont
affiché un solde négatif de 5 M$ au troisième trimestre,
comparativement à un solde négatif de 42 M$ pour la période
correspondante de 2013 en raison de modifications apportées
aux charges liées à la rémunération à base d'actions.
Le solde de trésorerie s'élevait à 43 M$ au 30 septembre
2014, comparativement à 76 M$ à la fin du troisième trimestre
de 2013.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 1 230 M$ au troisième trimestre, soit
932 M$ de plus que pour la période correspondante
de 2013. Cette hausse est principalement attribuable à
l'augmentation du bénéfice et aux effets du fonds de roulement.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 1 379 M$ au troisième trimestre, comparativement à 1
804 M$ au cours de la période correspondante de 2013. Les
acquisitions d'immobilisations corporelles se sont établies à 1
351 M$ au troisième trimestre, contre 1 810 M$ pour la
période correspondante de 2013. Les dépenses au cours du
trimestre ont été axées principalement sur l'avancement de projet
d'expansion de Kearl et du projet Nabiye à Cold Lake.
Les activités de financement ont donné lieu à des rentrées de
21 M$ au troisième trimestre, comparativement à 1 040 M$
au troisième trimestre de 2013. Les dividendes payés au
troisième trimestre de 2014 se sont élevés à 111 M$, soit
9 M$ de plus que pour la période correspondante de 2013. Les
dividendes par action versés au troisième trimestre se sont élevés
à 0,13 $ comparativement à 0,12 $ pour la période
correspondante de 2013.
Faits saillants des neuf premiers mois
- Le bénéfice net s'est élevé à 3 114 M$ comparativement à 1 772
M$ au cours de l'exercice précédent.
- Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été
de 3,66 $, comparativement à 2,08 $ en 2013.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 3 314 M$ comparativement à 1
633 M$ en 2013.
- Les flux de trésorerie affectés aux activités d'investissement
ont été de 3 117 M$, somme qui comprend le produit de 814 M$
provenant de la vente d'actifs, en regard de de 3 184 M$ pour à la
période correspondante de 2013.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de
308 000 barils par jour, soit une hausse de 9 % par rapport
aux 283 000 barils par jour pour la période correspondante de
2013.
- Le débit moyen des raffineries a été de
402 000 barils par jour, soit une hausse de 8 % par
rapport aux 371 000 barils par jour pour la période
correspondante de l'exercice précédent, après ajustement pour tenir
compte de la fermeture de la raffinerie de Dartmouth.
- Les dividendes par action déclarés depuis le début de
l'exercice se sont élevés à 0,39 $, en hausse de 0,03 $ par
action par rapport à 2013.
Comparaison des trois premiers trimestres
de 2014 et de 2013
Le bénéfice net au cours des neuf premiers mois de 2014
s'est établi à 3 114 M$ ou 3,66 $ par action sur une base
diluée, comparativement à 1 772 M$ ou 2,08 $ par action
au cours des trois premiers trimestres de 2013.
Le bénéfice net du secteur Amont pour les neuf premiers mois de
2014 a été de 1 841 M$, en hausse de 540 M$ par rapport à la
période correspondante de 2013. Les résultats de 2014 comprennent
un gain de 478 M$ provenant de la cession d'actifs de
production classiques du secteur Amont. Les résultats ont également
progressé par suite d'effets de change, du fait de la dépréciation
du dollar canadien, d'environ 240 M$ et de la hausse des prix
obtenus pour les liquides, qui a compté pour environ 150 M$,
principalement attribuable à l'apport supplémentaire de la
production de Kearl. Ces facteurs ont été partiellement annulés par
une hausse des redevances d'environ 220 M$ et une
augmentation des coûts énergétiques et de divers coûts
d'exploitation qui s'est chiffrée à environ 100 M$.
Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de pétrole
brut synthétique a enregistré une hausse d'environ 4 % au cours des
neuf premiers mois de 2014, à 106,59 $ le baril comparativement à
102,98 $ pour la même période de l'exercice précédent. Cette hausse
fait suite à celle du prix de référence du pétrole brut West Texas
Intermediate (WTI), qui a augmenté d'environ 1 %, et à la
depreciation du dollar canadien. Le prix moyen obtenu pour le
bitume par la compagnie pour les neuf premiers mois de 2014 a été
de 72,11 $CA le baril contre 63,86 $CA le baril pour la
période correspondante de 2013, l'écart de prix entre le pétrole
brut léger et le bitume ayant rétréci. Le prix moyen touché par la
compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 4,97 $ le millier
de pieds cubes pour les neuf premiers mois de 2014, était en
hausse de 1,76 $ le millier de pieds cubes par rapport à la
même période de 2013.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 145 000 barils par jour
pour les neuf premiers mois, comparativement à
152 000 barils pour la même période de 2013. Cette baisse
est principalement attribuable à la nature cyclique de l'injection
de vapeur et des procédés de production connexes et à l'impact de
plusieurs pannes de courant survenues chez des tiers au premier
trimestre.
La production brute issue de la mise en valeur initiale de Kearl
pour les neuf premiers mois de 2014 s'est établie à 73 000
barils par jour (la part de l'Impériale étant de
52 000 barils), contre 13 000 barils (la part de
l'Impériale étant de 9 000 barils) pour la période correspondante
de 2013.
Au cours des neuf premiers mois de 2014, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en
moyenne à 62 000 barils par jour, comparativement à
63 000 barils pour la période correspondante de 2013.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 18 000 barils par jour au cours des neuf premiers
mois de 2014, contre 21 000 barils au cours de la période
correspondante de 2013. La baisse du volume de production
découle essentiellement de l'impact de la cession de biens au cours
du premier semestre de 2014.
La production brute de gaz naturel des neuf premiers mois
de 2014 a totalisé 171 millions de pieds cubes par jour,
comparativement à 201 millions de pieds cubes par jour pour la
période correspondante de l'exercice précédent. La baisse du volume
de production découle essentiellement de l'impact de la cession de
biens.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est établi à 1 197 M$, en
hausse de 770 M$ par rapport à la période correspondante
de 2013. Les résultats des neuf premiers mois de 2013
comprennent une charge de 264 M$ liée à la reconversion de la
raffinerie de Dartmouth en un
dépôt de carburant. Les résultats ont en outre progressé par suite
de l'accroissement de la fiabilité des raffineries et de l'ensemble
des charges d'alimentation, ce qui a rapporté 330 M$, de la hausse
des marges de commercialisation et du volume de ventes (environ 140
M$) et des effets de change à la suite de la dépréciation du dollar
canadien (environ 90 M$). Ces facteurs ont été en partie
annulés par la baisse des marges de raffinage, qui a retranché
environ 60 M$ aux résultats.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de
166 M$ pour les neuf premiers mois de 2014, contre 50 M$
pour la période correspondante de 2013.
Pour les neuf premiers mois de 2014, les comptes non sectoriels
ont affiché un solde négatif de 90 M$, comparativement à un
solde négatif de 72 M$ au cours de l'exercice précédent,
attribuable en grande partie aux variations des charges liées à la
rémunération à base d'actions.
Des données financières et d'exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à
des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions,
les objectifs, les attentes, les estimations et les plans
d'affaires sont des énoncés prospectifs. Les résultats qui
seront obtenus, notamment quant à la croissance de la demande et la
combinaison de sources énergétiques; à la croissance et à la
répartition de la production; aux plans, aux dates, aux coûts et
aux capacités des projets; aux taux de production et à la
récupération des ressources; aux économies de coûts; aux ventes de
produits; aux sources de financement; ainsi qu'aux dépenses reliées
aux immobilisations et à l'environnement sont susceptibles d'être
considérablement 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 de
négociations commerciales; l'obtention en temps opportun de
l'approbation des organismes de réglementation et de tierces
parties; les interruptions opérationnelles imprévues; les
développements technologiques inattendus; et d'autres facteurs
analysés sous la rubrique 1A du formulaire 10-K le plus récent de
l'Impériale. Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas
le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et
d'incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d'autres
sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à
l'Impériale. Les résultats réels de l'Impériale peuvent être
sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prévisionnels, et les lecteurs sont priés de ne
pas s'y fier aveuglément.
Le terme « projet » tel qu'il est utilisé dans ce rapport
peut renvoyer à toute une gamme d'activités différentes et n'a pas
nécessairement le même sens que celui qu'on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
TROISIÈME TRIMESTRE
2014 |
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Troisième trimestre |
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Neuf mois |
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire |
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2014 |
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2013 |
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2014 |
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2013 |
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Bénéfice net (PCGR des
États-Unis) |
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|
Total des produits et des autres
revenus |
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9 658 |
|
8 594 |
|
28 933 |
|
24 566 |
Total des dépenses |
|
|
8 413 |
|
7 737 |
|
24 782 |
|
22 207 |
Bénéfice avant impôts sur les
bénéfices |
|
|
1 245 |
|
857 |
|
4 151 |
|
2 359 |
Impôts sur les bénéfices |
|
|
309 |
|
210 |
|
1 037 |
|
587 |
Bénéfice net |
|
|
936 |
|
647 |
|
3 114 |
|
1 772 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net
par action ordinaire (en dollars) |
|
1,10 |
|
0,76 |
|
3,67 |
|
2,09 |
Bénéfice net
par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars) |
1,10 |
|
0,76 |
|
3,66 |
|
2,08 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres données financières |
|
|
|
|
|
|
|
|
Taxe d'accise
fédérale comprise dans les produits d'exploitation |
|
412 |
|
385 |
|
1 165 |
|
1 041 |
|
|
|
|
|
|
|
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|
|
Gain/(perte) à
la vente d'actifs, après impôts |
|
2 |
|
5 |
|
498 |
|
46 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de
l'actif au 30 septembre |
|
|
|
|
|
40 242 |
|
36 081 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de la
dette au 30 septembre |
|
|
|
|
|
6 202 |
|
6 214 |
Couverture de
l'intérêt par le bénéfice |
|
|
|
|
|
|
|
|
(nombre de
fois) |
|
|
|
|
|
|
66,9 |
|
71,4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres
obligations à long terme au 30 septembre |
|
|
|
|
|
2 817 |
|
4 095 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au 30
septembre |
|
|
|
|
|
|
22 379 |
|
17 896 |
Capital utilisé au 30
septembre |
|
|
|
|
|
|
28 600 |
|
24 132 |
Rendement du
capital moyen utilisé (a) |
|
|
|
|
|
|
|
|
(pour
cent) |
|
|
|
|
|
|
15,3 |
|
13,3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes
déclarés sur les actions ordinaires |
|
|
|
|
|
|
|
|
Total |
|
111 |
|
102 |
|
331 |
|
306 |
Par action ordinaire (en
dollars) |
|
0,13 |
|
0,12 |
|
0,39 |
|
0,36 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Millions
d'actions ordinaires en circulation |
|
|
|
|
|
|
|
|
Au 30
septembre |
|
|
|
|
|
|
847,6 |
|
847,6 |
Moyenne - compte tenu d'une
dilution |
|
850,9 |
|
851,0 |
|
850,7 |
|
850,8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(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. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE
LTÉE |
TROISIÈME TRIMESTRE
2014 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième trimestre |
|
Neuf
mois |
en millions de dollars canadiens |
|
2014 |
|
2013 |
|
2014 |
|
2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et équivalents de
trésorerie à la fin de la période |
|
43 |
|
76 |
|
43 |
|
76 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net |
|
936 |
|
647 |
|
3 114 |
|
1 772 |
Ajustements au titre d'éléments hors
trésorerie : |
|
|
|
|
|
|
|
|
Amortissement et
épuisement |
|
|
276 |
|
223 |
|
836 |
|
860 |
(Gain)/perte à la vente
d'actifs |
|
|
(4) |
|
(5) |
|
(664) |
|
(60) |
Charge d'impôts futurs et
autres |
|
|
185 |
|
106 |
|
411 |
|
276 |
Variations de l'actif et du passif
d'exploitation |
|
(163) |
|
(673) |
|
(383) |
|
(1 215) |
Flux de trésorerie liés aux activités
d'exploitation |
|
|
1 230 |
|
298 |
|
3 314 |
|
1 633 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités
d'investissement |
|
|
(1 379) |
|
(1 804) |
|
(3 117) |
|
(6 301) |
Produits liés à la vente
d'actifs |
|
|
7 |
|
6 |
|
814 |
|
68 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités de
financement |
|
|
21 |
|
1 040 |
|
(426) |
|
4 262 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE
LTÉE |
TROISIÈME TRIMESTRE
2014 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Troisième trimestre |
|
Neuf mois |
en millions de dollars canadiens |
|
2014 |
|
2013 |
|
2014 |
|
2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR des
États-Unis) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
|
532 |
|
604 |
|
1 841 |
|
1 301 |
Secteur Aval |
|
|
343 |
|
46 |
|
1 197 |
|
427 |
Produits chimiques |
|
|
66 |
|
39 |
|
166 |
|
116 |
Comptes non sectoriels et
autres |
|
|
(5) |
|
(42) |
|
(90) |
|
(72) |
Bénéfice net |
|
|
936 |
|
647 |
|
3 114 |
|
1 772 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Produits et autres revenus |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
|
3 444 |
|
3 191 |
|
10 517 |
|
7 791 |
Secteur Aval |
|
|
7 244 |
|
6 893 |
|
21 610 |
|
20 762 |
Produits chimiques |
|
|
457 |
|
418 |
|
1 418 |
|
1 198 |
Éliminations/Autres |
|
|
(1 487) |
|
(1 908) |
|
(4 612) |
|
(5 185) |
Total |
|
|
9 658 |
|
8 594 |
|
28 933 |
|
24 566 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole brut et de
produits |
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
|
1 590 |
|
1 307 |
|
4 425 |
|
3 030 |
Secteur Aval |
|
|
5 701 |
|
5 789 |
|
16 898 |
|
16 788 |
Produits chimiques |
|
|
296 |
|
295 |
|
966 |
|
826 |
Éliminations |
|
|
(1 487) |
|
(1 907) |
|
(4 612) |
|
(5 184) |
Achats de pétrole brut et de
produits |
|
|
6 100 |
|
5 484 |
|
17 677 |
|
15 460 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais de production et de
fabrication |
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
|
917 |
|
880 |
|
2 933 |
|
2 508 |
Secteur Aval |
|
|
389 |
|
396 |
|
1 125 |
|
1 312 |
Produits chimiques |
|
|
52 |
|
50 |
|
166 |
|
157 |
Éliminations |
|
|
- |
|
(1) |
|
- |
|
(3) |
Frais de production et de
fabrication |
|
|
1 358 |
|
1 325 |
|
4 224 |
|
3 974 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en immobilisations et
frais d'exploration |
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont |
|
|
1 280 |
|
1 765 |
|
3 680 |
|
6 272 |
Secteur Aval |
|
|
127 |
|
51 |
|
310 |
|
128 |
Produits chimiques |
|
|
7 |
|
3 |
|
15 |
|
6 |
Comptes non sectoriels et
autres |
|
|
20 |
|
21 |
|
61 |
|
47 |
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration |
|
|
1 434 |
|
1 840 |
|
4 066 |
|
6 453 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration imputés au
bénéfice inclus ci-dessus |
|
|
14 |
|
30 |
|
52 |
|
74 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
TROISIÈME TRIMESTRE
2014 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données d'exploitation |
|
Troisième trimestre |
|
Neuf
mois |
|
|
|
2014 |
|
2013 |
|
2014 |
|
2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute de pétrole brut et de liquides
du gaz naturel (LGN) |
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake |
149 |
|
147 |
|
145 |
|
152 |
Syncrude |
61 |
|
57 |
|
62 |
|
63 |
Kearl |
55 |
|
23 |
|
52 |
|
9 |
Classique |
16 |
|
22 |
|
18 |
|
21 |
Total de la production de
pétrole brut |
281 |
|
249 |
|
277 |
|
245 |
LGN mis en vente |
2 |
|
4 |
|
2 |
|
4 |
Total de la production de
pétrole brut et de LGN |
283 |
|
253 |
|
279 |
|
249 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute de gaz naturel (en millions
de pieds cubes par jour) |
149 |
|
211 |
|
171 |
|
201 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par
jour) |
307 |
|
288 |
|
308 |
|
283 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette de pétrole brut et de LGN
(en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake |
114 |
|
115 |
|
112 |
|
126 |
Syncrude |
56 |
|
56 |
|
57 |
|
62 |
Kearl |
51 |
|
21 |
|
48 |
|
8 |
Classique |
13 |
|
18 |
|
15 |
|
17 |
Total de la production de
pétrole brut |
234 |
|
210 |
|
232 |
|
213 |
LGN mis en vente |
2 |
|
3 |
|
2 |
|
3 |
Total de la production de
pétrole brut et de LGN |
236 |
|
213 |
|
234 |
|
216 |
|
|
|
- |
|
|
|
- |
Production nette de gaz naturel (en millions
de pieds cubes par jour) |
136 |
|
201 |
|
157 |
|
188 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette d'équivalent pétrole
(a) |
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par
jour) |
259 |
|
246 |
|
260 |
|
247 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en
milliers de barils par jour) |
190 |
|
201 |
|
191 |
|
201 |
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en
milliers de barils par jour) |
85 |
|
15 |
|
72 |
|
5 |
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) |
6 |
|
9 |
|
8 |
|
9 |
Ventes de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour) |
116 |
|
178 |
|
143 |
|
168 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens) |
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le pétrole brut
classique (le baril) |
81,78 |
|
93,48 |
|
80,44 |
|
83,57 |
Prix touché pour les LGN (le
baril) |
37,57 |
|
41,91 |
|
50,74 |
|
36,19 |
Prix touché pour le gaz naturel
(le millier de pieds cubes) |
3,58 |
|
2,66 |
|
4,97 |
|
3,21 |
Prix touché pour le pétrole
synthétique (le baril) |
102,58 |
|
113,63 |
|
106,59 |
|
102,98 |
Prix touché pour le bitume (le
baril) |
74,82 |
|
81,21 |
|
72,11 |
|
63,86 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Débit des raffineries (en milliers de barils
par jour) |
409 |
|
451 |
|
402 |
|
439 |
Débit ajusté des raffineries (b) (en
milliers de barils par jour) |
409 |
|
392 |
|
402 |
|
371 |
Utilisation de la capacité de raffinage (c)
(en pourcentage) |
97 |
|
91 |
|
95 |
|
87 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits pétroliers (en milliers
de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
Essence (essence
automobile) |
255 |
|
231 |
|
245 |
|
221 |
Mazout domestique, carburant
diesel et carburéacteur (distillats) |
176 |
|
159 |
|
180 |
|
156 |
Mazout lourd |
25 |
|
29 |
|
20 |
|
31 |
Huiles lubrifiantes et autres
produits (Autres) |
46 |
|
48 |
|
42 |
|
43 |
Ventes nettes de produits
pétroliers |
502 |
|
467 |
|
487 |
|
451 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers
de tonnes) |
243 |
|
242 |
|
739 |
|
725 |
(a) |
Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de
pieds cubes pour mille barils |
(b) |
Les activités ont été interrompues le 16
septembre 2013 à la raffinerie de Dartmouth. Le débit
moyen des raffineries au cours du troisième trimestre et des neuf
premiers mois de 2013 a été ajusté en vue d'exclure les volumes
traités à la raffinerie de Dartmouth, et ce afin de faciliter la
comparaison avec les périodes correspondantes de 2014. |
(c) |
L'utilisation de la capacité est calculée en fonction du nombre
de jours durant lesquels les raffineries ont été utilisées comme
telles. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE |
TROISIÈME TRIMESTRE
2014 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net |
|
|
|
Bénéfice net (PCGR des
États-Unis) |
|
|
|
par action ordinaire |
|
|
|
(en millions de dollars
canadiens) |
|
|
|
(dollars) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2010 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier trimestre |
|
|
476 |
|
|
|
|
|
0,56 |
Deuxième trimestre |
|
|
517 |
|
|
|
|
|
0,61 |
Troisième trimestre |
|
|
418 |
|
|
|
|
|
0,49 |
Quatrième trimestre |
|
|
799 |
|
|
|
|
|
0,95 |
Exercice |
|
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 |
Exercice |
|
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 |
Exercice |
|
3 766 |
|
|
|
|
|
4,44 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2013 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier trimestre |
|
|
798 |
|
|
|
|
|
0,94 |
Deuxième trimestre |
|
|
327 |
|
|
|
|
|
0,39 |
Troisième trimestre |
|
|
647 |
|
|
|
|
|
0,76 |
Quatrième trimestre |
|
|
1 056 |
|
|
|
|
|
1,25 |
Exercice |
|
2 828 |
|
|
|
|
|
3,34 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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2014 |
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Premier trimestre |
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946 |
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1,12 |
Deuxième trimestre |
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1 232 |
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1,45 |
Troisième trimestre |
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936 |
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1,10 |
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SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée