Pour la période de six mois terminée le 30 juin 2015
CALGARY, le 31 juill. 2015
/CNW/ -
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Deuxième
trimestre
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Période de six
mois
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(en millions de
dollars, sauf indication contraire)
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2015
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2014
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%
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2015
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2014
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%
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Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
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120
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1 232
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(90)
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541
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2 178
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(75)
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Bénéfice net par
action ordinaire
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- compte tenu
d'une dilution (en dollars)
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0,14
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1,45
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(90)
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0,64
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2,56
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(75)
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Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
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819
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1 398
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(41)
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1 869
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2 632
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(29)
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Rich Kruger, président du
Conseil, président et chef de la direction, a commenté comme
suit :
Les résultats du deuxième trimestre de l'Impériale font preuve
d'un robuste rendement d'exploitation à l'échelle de tous ses
secteurs d'activités dans un contexte commercial difficile. Parmi
les faits saillants du trimestre, mentionnons le démarrage rapide
du projet d'expansion de Kearl, la poursuite de l'accélération de
la production du projet Nabiye, à Cold
Lake, le démarrage du terminal de chargement de
wagons-citernes d'Edmonton, la
réussite des redressements majeurs à la raffinerie de Sarnia et à Syncrude et les meilleurs revenus
trimestriels jamais enregistrés au niveau des activités
chimiques.
Le bénéfice du deuxième trimestre s'est établi à 120 M$, ou
0,14 $ par action, et prend en compte des charges nettes, en
majorité non-liquides,de 320 M$ (0,38 $ par action)
associées à la récente augmentation des impôts sur le revenu de
sociétés en Alberta. Les revenus
du deuxième trimestre de 2014 comptent un gain de 478 M$
associé à la cession d'actifs de production classiques du secteur
Amont.
La production brute s'est établie en moyenne à 344 000
barils d'équivalent pétrole par jour, soit une hausse de
57 000 barils par rapport à la même période de 2014,
principalement en raison de l'augmentation de la production de
Kearl et de Cold Lake. Ce résultat
représente le plus haut niveau de production trimestrielle de
l'entreprise en près de huit ans. La production moyenne de
Kearl s'est établie à 130 000 barils par jour (la part de
l'Impériale se chiffrant à 92 000 barils) au cours du
trimestre, poussée par le démarrage du projet d'expansion en avance
de cinq mois et la fiabilité accrue dans le développement
initial.
Le débit moyen des raffineries était de 373 000 barils par
jour, par rapport à 418 000 barils par jour lors de la période
correspondante en 2014, reflétant des activités de redressement
prévues à la raffinerie de Sarnia.
L'utilisation des capacités, hors redressements, demeure élevée à
97 %.
Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration au
deuxième trimestre se sont chiffrés à 819 M$, en baisse de
579 M$ par rapport à 2014, alors que les projets d'expansion
de Cold Lake Nabiye et de Kearl progressaient vers
l'achèvement.
L'Impériale continue de générer des résultats malgré le contexte
commercial actuel en ciblant les éléments qu'elle peut contrôler.
Plus précisément, nous sommes continuellement en quête d'occasions
de rentabilité, nous prenons des décisions d'investissement de
manière prudente et nous augmentons la productivité dans tous nos
domaines d'activité. Cette approche fondée sur les résultats
renforce notre résilience et fait en sorte que la société demeure
bien positionnée tout au long du cycle des prix des matières
premières. Avant tout, notre priorité demeure d'offrir de la valeur
actionnariale supérieure à long terme, quelle que soit la
conjoncture commerciale.
Principales informations concernant le deuxième
trimestre
- Le bénéfice net a été de 120 M$ ou 0,14 $ par
action sur une base diluée, en baisse par rapport aux 1
232 M$ ou 1,45 $ par action du deuxième trimestre de
2014. La baisse est principalement attribuable à l'importante chute
du prix mondial du pétrole brut, l'absence d'un gain de 478 M$
provenant de la cession d'actifs de production classique du secteur
Amont en 2014 et des charges nettes
de 320 M$, en majorité non-liquides, associées à la récente
augmentation des impôts sur le revenu de sociétés en Alberta.
- La production s'est établie en moyenne à 344 000 barils
d'équivalent pétrole bruts par jour, soit une hausse de
20 % par rapport aux 287 000 barils au cours du deuxième
trimestre 2014 grâce à l'augmentation des volumes de Kearl et
de Cold Lake. La production était
à son niveau le plus élevé depuis le troisième
trimestre 2007.
- Le débit moyen des raffineries était de 373 000 barils
par jour, par rapport à 418 000 barils par jour lors de la
période correspondante en 2014. Cette baisse était principalement
attribuable aux activités majeures de redressement d'entretien
prévues à la raffinerie de Sarnia.
Hors l'effet des redressements prévus, l'utilisation des capacités
se chiffrait en moyenne à 97 %.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 478 000
barils par jour en moyenne au cours du trimestre, par rapport à
481 000 barils par jour lors de la période correspondante en
2014. La société continue de rechercher activement des occasions de
croissance sur les marchés canadiens rentables.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d'exploitation se sont élevés à 377 M$, en baisse de
622 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2014. Cette baisse
est attribuable au recul du bénéfice et des effets du fonds de
roulement.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont
totalisé 819 M$, en baisse de 579 M$ par rapport à
2014. Les investissements étaient principalement axés sur
l'achèvement majeur des projets d'expansion du secteur
Amont.
- La production moyenne de Kearl s'est établie à 130 000
barils par jour au cours du trimestre (la part de l'Impériale
se chiffrant à 92 000 barils), contre 73 000 barils par
jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 52 000 barils)
lors du deuxième trimestre 2014 et 95 000 barils
(67 000 barils pour la part de l'Impériale) lors du premier
trimestre de 2015. L'augmentation était attribuable au démarrage du
projet d'expansion et à la fiabilité accrue du développement
initial. L'expansion de Kearl a démarré avec une avance de cinq
mois et a produit en moyenne plus de 100 000 barils par jour
(la part de l'Impériale se chiffrant à 71 000 barils) au cours
de son premier mois complet d'exploitation. Ceci atteste les
avantages significatifs de notre approche « en concevoir une,
en fabriquer plusieurs » et l'application rigoureuse des
leçons tirées du développement initial.
- La production de bitume de Cold
Lake s'est chiffrée à 161 000 barils par jour, en
moyenne, au cours du trimestre, en regard de 138 000
barils par jour pour la même période en 2014, alors que la
production de Nabiye a poursuivi son accélération à la suite de son
démarrage au cours du premier trimestre 2015.
- La description du projet de Cold Lake Midzaghe a été déposée
auprès de l'organisme de réglementation de l'énergie en
Alberta. Midzaghe est un
projet d'ajout de solvant à la séparation gravitaire stimulée par
injection de vapeur (AS-SGSIV) planifié dans la région de
Cold Lake afin d'accéder à plus de
500 millions de barils de réserves exploitables. Le dépôt est
la première étape du processus d'évaluation environnementale et un
précurseur des consultations publiques auprès des parties prenantes
locales, dont les Premières nations. Midzaghe n'est qu'un parmi
plusieurs projets AS-SGIV possibles dans le portefeuille de
l'Impériale. Aucune décision définitive d'investissement n'a été
prise à ce jour.
- La quote-part de la société dans la production brute de
Syncrude s'est élevée en moyenne à 52 000 barils par jour
pendant le deuxième trimestre. Une fois les principaux travaux
d'entretien systématiques réalisés en toute sécurité, l'usine a
repris ses activités normales en juin.
- Le démarrage du terminal de chargement de wagons-citernes
d'Edmonton a été accompli avec
succès. Le terminal, une coentreprise exploitée par
Kinder Morgan, accorde aux marchés
de grande valeur l'accès aux capitaux de production bruts.
L'installation peut charger des unités ferroviaires allant de 100 à
120 wagons par train. Le terminal a une capacité initiale de
210 000 barils par jour, qui pourrait passer à 250 000
barils par jour.
- Le projet WCC GNL avance dans le cours du processus
d'évaluation environnementale de la
Colombie-Britannique. Après avoir déposé une description
de projet en décembre 2014, le projet progresse dans la phase
préliminaire du processus d'évaluation environnementale, qui inclut
l'engagement public et autochtone, la participation du groupe
d'experts du bureau des évaluations environnementales et des études
en cours. Une décision définitive d'investissement, qui n'est pas
prévue à court terme, se fondera éventuellement sur plusieurs
facteurs, dont les approbations gouvernementales et réglementaires
nécessaires, la compétitivité économique, les conditions futures du
marché et les contrats de vente du GNL.
- Esso était le fier fournisseur de carburant et de produits
de dépannage des Jeux panaméricains 2015 qui se sont
déroulés à Toronto cet
été. Plus de 10 000 athlètes, entraîneurs et officiels,
représentant 41 pays ont participé aux Jeux. La commandite se
poursuit également pour les Jeux parapanaméricains en août,
l'événement qualifiant pour les athlètes Jeux
paralympiques 2016 à Rio. Nous félicitons les athlètes
canadiens pour leur performance extraordinaire.
Comparaison des deuxièmes trimestres de 2015 et de 2014
Le bénéfice net de la société au cours du deuxième
trimestre 2015 s'est chiffré à 120 M$, ou 0,14 $ par
action sur une base diluée, et prend en compte des charges nettes,
en majorité non-liquides, de 320 M$ (0,38 $ par action)
associées à la récente augmentation des impôts sur le revenu de
sociétés en Alberta par rapport à
1 232 M$ ou 1,45 $ par action pour la période
correspondante de l'exercice précédent.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette au deuxième
trimestre de 174 M$, en baisse de 1 031 M$ par rapport à
la période correspondante de 2014. Le bénéfice du deuxième
trimestre 2015 reflète la baisse des prix touchés pour le brut
et le gaz d'environ 650 M$ ainsi que l'effet associé à
l'augmentation des impôts sur le revenu de sociétés en Alberta d'environ 327 M$. Les résultats
du deuxième trimestre de 2014 comprennent un gain de 478 M$
provenant de la cession d'actifs de production classiques du
secteur Amont. Ces facteurs ont été partiellement compensés par la
hausse des volumes de Kearl et de Cold
Lake, qui se sont chiffrés à 190 M$, l'effet de la
faiblesse du dollar canadien, environ 160 M$, et la baisse des
redevances d'environ 120 M$.
West Texas Intermediate (WTI), la principale référence en
dollars américains pour le brut en Amérique du Nord, a diminué de
44 % par rapport au trimestre correspondant en 2014. Les prix
moyens obtenus en dollars canadiens par la société pour le pétrole
synthétique et le bitume ont diminué d'environ 33 et 35 % au
cours du deuxième trimestre 2015 pour se chiffrer à
75,20 $ et 49,16 $ le baril, respectivement, car la
baisse de la référence du brut a été partiellement compensée par la
faiblesse du dollar canadien et une réduction de l'écart léger
lourd. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz
naturel, de 1,83 $ le millier de pieds cubes au deuxième
trimestre de 2015, était en baisse de 2,25 $ le millier de
pieds cubes, par rapport à la même période de 2014.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 161 000 barils par jour
au deuxième trimestre, en hausse par rapport aux 138 000
barils par jour pour la même période de l'exercice précédent,
principalement en raison de l'accélération continue de la
production de Nabiye. On s'attend à ce que la production de Nabiye
se chiffre à environ 40 000 barils par jour, avant redevances,
d'ici la fin de 2015.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
130 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre (la
part de l'Impériale se chiffrant à 92 000 barils), en hausse
par rapport aux 73 000 barils par jour (la part de l'Impériale
se chiffrant à 52 000 barils) lors du deuxième
trimestre 2014, reflétant le démarrage rapide du projet
d'expansion de Kearl et la poursuite de l'amélioration de la
fiabilité du développement initial.
Au cours du deuxième trimestre de 2015, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en
moyenne à 52 000 barils par jour, en hausse par rapport aux
51 000 barils pour le deuxième trimestre de 2014.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 15 000 barils par jour au deuxième trimestre, en
regard de 18 000 barils par jour pour la période
correspondante de 2014. 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 du deuxième trimestre de 2015
a été de 134 millions de pieds cubes par jour, en baisse
comparativement à 158 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 215 M$ au
deuxième trimestre, soit 151 M$ de moins qu'au trimestre
correspondant de l'exercice 2014. Les résultats ont diminué,
principalement en raison de la faiblesse des marges, à environ
170 M$, des dépenses de raffineries et d'entretien prévues
plus élevées d'environ 90 M$, partiellement compensées par les
effets de la faiblesse du dollar canadien d'environ
130 M$.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques était de
69 M$ au deuxième trimestre, un chiffre trimestriel record, en
hausse comparativement aux 57 M$ du trimestre correspondant en
2014.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels
étaient de 10 M$ au deuxième trimestre, comparativement à un
solde négatif de 48 M$ pour la période correspondante de 2014,
principalement attribuable aux modifications apportées aux charges
liées à la rémunération à base d'actions et à l'effet de
l'augmentation de l'impôt sur le revenu d'entreprises en
Alberta.
Le solde de trésorerie s'élevait à 28 M$ au 30 juin 2015,
comparativement à 171 M$ à la fin du deuxième trimestre de
2014.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 377 M$ au deuxième trimestre, par rapport à
999 M$ pour la période correspondante de 2014. La baisse des
flux de trésorerie était principalement attribuable au recul du
bénéfice et des effets du fonds de roulement.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 724 M$ au deuxième trimestre, comparativement à
595 M$ au cours de la période correspondante de 2014. Les
acquisitions d'immobilisations corporelles se sont établies à
773 M$ au deuxième trimestre, contre 1 295 M$ pour le
trimestre correspondant de 2014. Les dépenses au cours du trimestre
ont été axées principalement sur l'achèvement des projets
d'expansion du secteur Amont.
Les activités de financement ont donné lieu à des rentrées de
315 M$ au deuxième trimestre, comparativement à 335 M$ de
trésorerie utilisés dans les activités de financement au deuxième
trimestre de 2014. Les dividendes payés au deuxième trimestre de
2015 se sont élevés à 110 M$, un montant inchangé par rapport
à la période correspondante de 2014. Les dividendes par action
versés au deuxième trimestre se sont élevés à 0,13 $, tout
comme à la période correspondante de 2014.
Faits saillants du semestre
- Le bénéfice net s'est élevé à 541 M$, en baisse
comparativement à 2 178 M$ au cours de l'exercice
précédent.
- Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été
de 0,64 $, comparativement à 2,56 $ en 2014.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 658 M$ comparativement à 2 084 M$
en 2014.
- La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de
339 000 barils par jour, en hausse par rapport aux
308 000 barils par jour pour la période correspondante de
2014.
- Le débit moyen des raffineries était de 383 000 barils par
jour, par rapport à 398 000 barils par jour lors de la période
correspondante de l'exercice précédent.
- Les dividendes par action déclarés depuis le début de
l'exercice se sont élevés à 0,26 $, inchangés par rapport à
2014
Comparaison du premier semestre de 2015 et de 2014
Le bénéfice net du premier semestre de 2015 était de
541 M$, ou 0,64 $ par action sur une base diluée, et
prend en compte des charges nettes, en majorité non-liquides, de
320 M$ (0,38 $ par action) associées à la récente
augmentation des impôts sur le revenu de sociétés en Alberta, comparativement aux 2 178 M$ ou
2,56 $ par action pour le premier semestre de 2014, qui inclut
un gain de 478 M$ sur la vente d'actifs de production
classique du secteur Amont.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 363 M$ au
premier semestre de 2015, en baisse de 1 672 M$ par rapport à
la période correspondante de 2014. Le bénéfice de 2015 reflète la
baisse des prix touchés pour le brut et le gaz d'environ 1
740 M$ ainsi que l'effet associé à l'augmentation des impôts
sur le revenu d'entreprises en Alberta d'environ 327 M$. Les résultats
du deuxième trimestre de 2014 comprennent un gain de 478 M$
provenant de la cession d'actifs de production classiques du
secteur Amont. Ces facteurs ont été partiellement compensés par la
baisse des redevances d'environ 330 M$, l'effet de la
faiblesse du dollar canadien, environ 320 M$, et la hausse des
volumes de Kearl et de Cold Lake
d'environ 260 M$.
WTI, la principale référence en dollars américains pour le brut
en Amérique du Nord, a diminué de 47 % par rapport à la
période correspondante en 2014. Les prix moyens obtenus en dollars
canadiens par la société pour le pétrole synthétique et le bitume
ont diminué d'environ 41 et 45 % au cours du premier semestre
de 2015 pour se chiffrer à 63,89 $ et 39,15 $ le baril,
respectivement, car la baisse de la référence du brut et
l'augmentation de l'écart léger lourd ont été partiellement
compensées par la faiblesse du dollar canadien. Le prix moyen
touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de
2,71 $ le millier de pieds cubes en 2015, était en baisse
d'environ 2,78 $ par rapport à la même période de 2014.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 156 000 barils par jour
au premier semestre, en hausse par rapport aux 142 000 barils
par jour pour la même période de l'exercice précédent,
principalement en raison de la production de Nabiye.
La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à
113 000 barils par jour au cours du premier semestre 2015 (la
part de l'Impériale se chiffrant à 80 000 barils), contre
72 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à
51 000 barils), reflétant le démarrage rapide du projet
d'expansion de Kearl et l'amélioration de la fiabilité du
développement initial.
Au cours du premier semestre de 2015, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en
moyenne à 63 000 barils par jour, en hausse par rapport aux
62 000 barils pour la période correspondante de 2014.
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 15 000 barils par jour au cours du premier semestre
de 2015, contre 20 000 barils au cours de la période
correspondante de 2014. 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 du premier semestre de 2015 a
été de 140 millions de pieds cubes par jour, comparativement à 181
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 établi à 780 M$, en
baisse de 74 M$ par rapport à la période correspondante de
2014. Les résultats ont diminué, principalement en raison de la
faiblesse des marges de raffinage, à environ 200 M$, des
dépenses de raffineries et d'entretien prévues d'environ
130 M$, partiellement compensées par les effets de la
faiblesse du dollar canadien d'environ 170 M$, la baisse des
coûts de l'énergie de 80 M$ et d'un gain en 2015 de 17 M$
provenant de la vente d'actifs.
Le bénéfice net du secteur des produits chimiques était de
135 M$, en hausse comparativement à 100 M$ lors de la
période correspondante en 2014, principalement en raison de la
robustesse des activités et des marges du polyéthylène.
Pour le premier semestre de 2015, les comptes non sectoriels ont
affiché un solde négatif de 11 M$, comparativement à un solde
négatif de 85 M$ au cours de l'exercice précédent, attribuable
en grande partie aux variations des charges liées à la rémunération
à base d'actions et à l'effet de l'augmentation de l'impôt sur le
revenu d'entreprises en Alberta.
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 et 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.
|
Annexe
I
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
|
DEUXIÈME TRIMESTRE
2015
|
|
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
Deuxième
trimestre
|
|
Six
mois
|
en millions de
dollars canadiens, sauf indication contraire
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total des produits et
des autres revenus
|
|
7 301
|
|
10 049
|
|
13 504
|
|
19 275
|
|
Total des
dépenses
|
|
6 705
|
|
8 403
|
|
12 347
|
|
16 369
|
|
Bénéfice avant impôts
sur le bénéfice
|
|
596
|
|
1 646
|
|
1 157
|
|
2 906
|
|
Impôt sur le
bénéfice
|
|
476
|
|
414
|
|
616
|
|
728
|
|
Bénéfice
net
|
|
120
|
|
1 232
|
|
541
|
|
2 178
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire (en dollars)
|
|
0,14
|
|
1,45
|
|
0,64
|
|
2,57
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en
dollars)
|
|
0,14
|
|
1,45
|
|
0,64
|
|
2,56
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres données
financières
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Taxe d'accise
fédérale comprise dans les produits d'exploitation
|
|
387
|
|
383
|
|
764
|
|
753
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Gain/(perte) à la
vente d'actifs, après impôts
|
|
17
|
|
480
|
|
40
|
|
496
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de l'actif au
30 juin
|
|
|
|
|
|
42 834
|
|
39 398
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total du passif au 30
juin
|
|
|
|
|
|
7 984
|
|
6 069
|
|
Couverture des
intérêts par le bénéfice
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(nombre de fois
couverts)
|
|
|
|
|
|
39,5
|
|
61,7
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à
long terme au 30 juin
|
|
|
|
|
|
3 973
|
|
2 917
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au
30 juin
|
|
|
|
|
|
22 759
|
|
21 519
|
|
Capitaux engagés au
30 juin
|
|
|
|
|
|
30 761
|
|
27 610
|
|
Rendement des
capitaux investis moyens (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(pour
cent)
|
|
|
|
|
|
7,2
|
|
14,9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés
sur les actions ordinaires
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total
|
|
110
|
|
110
|
|
220
|
|
220
|
|
|
Par action ordinaire
(dollars)
|
|
0,13
|
|
0,13
|
|
0,26
|
|
0,26
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions
ordinaires en circulation
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Au 30 juin
|
|
|
|
|
|
847,6
|
|
847,6
|
|
|
Moyenne - compte tenu
d'une dilution
|
|
850,7
|
|
850,7
|
|
850,6
|
|
850,6
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(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
|
DEUXIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Deuxième trimestre
|
|
Six
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et
équivalents de trésorerie à la fin de la période
|
|
28
|
|
171
|
|
28
|
|
171
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
net
|
|
120
|
|
1 232
|
|
541
|
|
2 178
|
Ajustements au titre
des éléments hors trésorerie :
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Amortissement et
épuisement
|
|
335
|
|
280
|
|
652
|
|
560
|
|
(Gain)/perte à la
vente d'actifs
|
|
(25)
|
|
(640)
|
|
(51)
|
|
(660)
|
|
Charge d'impôts
futurs et autres
|
|
254
|
|
221
|
|
272
|
|
226
|
Variations de l'actif
et du passif d'exploitation
|
|
(307)
|
|
(94)
|
|
(756)
|
|
(220)
|
Flux de trésorerie
liés aux activités d'exploitation
|
|
377
|
|
999
|
|
658
|
|
2 084
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités d'investissement
|
|
(724)
|
|
(595)
|
|
(1 726)
|
|
(1 738)
|
|
Produits associés à
la vente d'actifs
|
|
65
|
|
732
|
|
90
|
|
807
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie
liés aux activités de financement
|
|
315
|
|
(335)
|
|
881
|
|
(447)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe III
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
DEUXIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Deuxième
trimestre
|
|
Six
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
(174)
|
|
857
|
|
(363)
|
|
1 309
|
|
Secteur
Aval
|
|
215
|
|
366
|
|
780
|
|
854
|
|
Produits
chimiques
|
|
69
|
|
57
|
|
135
|
|
100
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
10
|
|
(48)
|
|
(11)
|
|
(85)
|
|
Bénéfice
net
|
|
120
|
|
1 232
|
|
541
|
|
2 178
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Revenus et autres
produits
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
2 517
|
|
3 795
|
|
4 329
|
|
7 073
|
|
Secteur
Aval
|
|
5 459
|
|
7 278
|
|
10 414
|
|
14 366
|
|
Produits
chimiques
|
|
373
|
|
503
|
|
722
|
|
961
|
|
Éliminations/Autres
|
|
(1 048)
|
|
(1 527)
|
|
(1 961)
|
|
(3 125)
|
|
Total
|
|
7 301
|
|
10 049
|
|
13 504
|
|
19 275
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
1 070
|
|
1 430
|
|
1 908
|
|
2 835
|
|
Secteur
Aval
|
|
4 071
|
|
5 781
|
|
7 266
|
|
11 197
|
|
Produits
chimiques
|
|
205
|
|
351
|
|
387
|
|
670
|
|
Éliminations
|
|
(1 051)
|
|
(1 527)
|
|
(1 961)
|
|
(3 125)
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
4 295
|
|
6 035
|
|
7 600
|
|
11 577
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses de
production et de fabrication
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
953
|
|
987
|
|
1 903
|
|
2 016
|
|
Secteur
Aval
|
|
392
|
|
350
|
|
748
|
|
736
|
|
Produits
chimiques
|
|
50
|
|
53
|
|
103
|
|
114
|
|
Éliminations
|
|
-
|
|
-
|
|
-
|
|
-
|
|
Dépenses de
production et de fabrication
|
|
1 395
|
|
1 390
|
|
2 754
|
|
2 866
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
704
|
|
1 237
|
|
1 594
|
|
2 400
|
|
Secteur
Aval
|
|
96
|
|
135
|
|
221
|
|
183
|
|
Produits
chimiques
|
|
4
|
|
6
|
|
16
|
|
8
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
15
|
|
20
|
|
38
|
|
41
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
819
|
|
1 398
|
|
1 869
|
|
2 632
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration
imputés au bénéfice inclus ci-dessus.
|
16
|
|
17
|
|
33
|
|
38
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe IV
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
DEUXIÈME
TRIMESTRE 2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
Deuxième
trimestre
|
|
Six
mois
|
|
|
|
2015
|
|
2014
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de pétrole brut et de liquides de gaz naturel (LGN)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
161
|
|
138
|
|
156
|
|
142
|
|
Kearl
|
|
92
|
|
52
|
|
80
|
|
51
|
|
Syncrude
|
|
52
|
|
51
|
|
63
|
|
62
|
|
Classique
|
|
15
|
|
18
|
|
15
|
|
20
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
320
|
|
259
|
|
314
|
|
275
|
|
LGN mis en
vente
|
|
2
|
|
2
|
|
2
|
|
3
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
322
|
|
261
|
|
316
|
|
278
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
|
134
|
|
158
|
|
140
|
|
181
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
344
|
|
287
|
|
339
|
|
308
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par
jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
142
|
|
108
|
|
140
|
|
111
|
|
Kearl
|
|
90
|
|
47
|
|
78
|
|
47
|
|
Syncrude
|
|
45
|
|
47
|
|
57
|
|
58
|
|
Classique
|
|
13
|
|
14
|
|
14
|
|
16
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
290
|
|
216
|
|
289
|
|
232
|
|
LGN mis en
vente
|
|
1
|
|
2
|
|
1
|
|
2
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
291
|
|
218
|
|
290
|
|
234
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
|
119
|
|
155
|
|
131
|
|
168
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
311
|
|
244
|
|
312
|
|
262
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut
fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par
jour)
|
|
218
|
|
185
|
|
212
|
|
191
|
Ventes de brut
fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
|
|
107
|
|
69
|
|
95
|
|
65
|
Ventes de LGN
(en milliers de barils par jour)
|
|
6
|
|
7
|
|
6
|
|
9
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente
moyens (en dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le
pétrole brut classique (le baril)
|
|
48,43
|
|
62,85
|
|
37,67
|
|
67,61
|
|
Prix touché pour le
LGN (le baril)
|
|
8,57
|
|
40,87
|
|
17,17
|
|
55,44
|
|
Prix touché pour le
gaz naturel (le millier de pieds cubes)
|
|
1,83
|
|
4,08
|
|
2,71
|
|
5,49
|
|
Prix touché pour le
pétrole synthétique (le baril)
|
|
75,20
|
|
111,95
|
|
63,89
|
|
108,76
|
|
Prix touché pour le
bitume (le baril)
|
|
49,16
|
|
75,92
|
|
39,15
|
|
70,79
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Débit des
raffineries (en milliers de barils par jour)
|
|
373
|
|
418
|
|
383
|
|
398
|
Utilisation de la
capacité de raffinage (en pourcentage)
|
|
89
|
|
99
|
|
91
|
|
94
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétroliers (en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Essence (essence
automobile)
|
|
248
|
|
246
|
|
241
|
|
240
|
|
Mazout domestique,
carburant diesel et carburéacteur (distillats)
|
|
163
|
|
174
|
|
175
|
|
182
|
|
Mazout
lourd
|
|
15
|
|
17
|
|
17
|
|
18
|
|
Huiles lubrifiantes
et autres produits (Autres)
|
|
52
|
|
44
|
|
43
|
|
39
|
|
Ventes nettes de
produits pétroliers
|
|
478
|
|
481
|
|
476
|
|
479
|
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de tonnes)
|
|
242
|
|
266
|
|
467
|
|
496
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Gaz converti en
équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille
barils
|
|
|
|
|
|
Annexe
V
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
DEUXIÈME TRIMESTRE
2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net
par
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
action ordinaire -
résultat dilué
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(en millions de
dollars canadiens)
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(dollars)
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2011
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Premier
trimestre
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781
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0,91
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Deuxième
trimestre
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726
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0,85
|
Troisième
trimestre
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859
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1,01
|
Quatrième
trimestre
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|
1 005
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1,18
|
Exercice
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3 371
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3,95
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2012
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Premier
trimestre
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1 015
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1,19
|
Deuxième
trimestre
|
|
635
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|
0,75
|
Troisième
trimestre
|
|
1 040
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1,22
|
Quatrième
trimestre
|
|
1 076
|
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1,26
|
Exercice
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|
3 766
|
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4,42
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2013
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Premier
trimestre
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798
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0,94
|
Deuxième
trimestre
|
|
327
|
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0,38
|
Troisième
trimestre
|
|
647
|
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0,76
|
Quatrième
trimestre
|
|
1 056
|
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1,24
|
Exercice
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|
2 828
|
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3,32
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2014
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Premier
trimestre
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946
|
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1,11
|
Deuxième
trimestre
|
|
1 232
|
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|
1,45
|
Troisième
trimestre
|
|
936
|
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1,10
|
Quatrième
trimestre
|
|
671
|
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|
0,79
|
Exercice
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|
3 785
|
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|
4,45
|
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2015
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|
Premier
trimestre
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421
|
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0,50
|
Deuxième
trimestre
|
|
120
|
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|
0,14
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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
SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée