L'Impériale déclare ses résultats estimatifs financiers et d'exploitation du premier trimestre

CALGARY, le 28 avr. /CNW/ -

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                                                            Premier trimestre
    (en millions de dollars, sauf indication contraire)     2011   2010    %
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    Bénéfice net (PCGR des États-Unis)                       781    476   64
    Bénéfice net par action ordinaire
    - compte tenu d'une dilution (en dollars)               0,91   0,56   64

    Dépenses en immobilisations et frais d'exploration       859    900   (5)
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Bruce March, président du conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a commenté comme suit :

"L'Impériale a connu un premier trimestre solide avec des résultats de 781 M$ ou 0,91 $ l'action, en hausse par rapport à 476 M$ au premier trimestre 2010. L'augmentation des résultats de 64 % résulte de l'élargissement des marges de raffinage, de l'augmentation de la production de Syncrude et de Cold Lake et de la réduction des activités d'entretien planifié des raffineries. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets de change défavorables d'un dollar canadien plus fort. Les améliorations dans tous les secteurs d'exploitation quant à la fiabilité et à la gestion des dépenses nous ont permis d'obtenir de meilleurs prix de vente du pétrole brut dans le secteur amont et un élargissement des marges sur les marchés des produits pétroliers.

Notre approche commerciale à long terme continue à soutenir des activités robustes et une croissance exceptionnelle, tout en atteignant l'excellence opérationnelle dans nos activités de base. Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration étaient de 859 M$ au premier trimestre, financées à partir des flux de trésorerie générés par l'exploitation. Notre capacité à livrer sur les éléments sur lesquels nous pouvons agir, tout en atteignant notre objectif d'amélioration soutenue, continuera à récompenser nos actionnaires à l'avenir."

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L'Impériale est l'une des plus importantes entreprises du Canada et un des chefs de file de l'industrie pétrolière du pays. C'est un des plus grands producteurs de pétrole brut et de gaz naturel du Canada. C'est aussi le principal raffineur de pétrole du pays, un producteur clé de produits pétrochimiques et un des principaux distributeurs de produits pétroliers vendus par l'entremise d'un réseau d'approvisionnement pancanadien qui compte environ 1 850 stations-service.

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    Faits saillants du premier trimestre

    -  Le bénéfice net s'est établi à 781 M$, comparativement à 476 M$ pour
       le premier trimestre 2010, soit une augmentation de 64 % ou 305 M$.

    -  Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,91 $, soit une
       augmentation de 64 % par rapport au premier trimestre 2010.

    -  Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
       étaient de 959 M$, comparativement à 914 M$ pour la période
       correspondante de l'exercice précédent où les changements dans le
       fonds de roulement avaient augmenté les flux de trésorerie.

    -  Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont élevées
       à 859 M$, comparativement à 900 M$ au premier trimestre 2010, pour
       appuyer le projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl et
       les autres projets de croissance.

    -  La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole était
       de 310 000 barils par jour comparativement à 291 000 barils par jour
       pour la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse des
       volumes de production de 7 % au premier trimestre était due avant tout
       à la hausse de la production de Syncrude et de Cold Lake.

    -  Le point sur le projet de sables pétrolifères de Kearl - Le
       développement initial à Kearl est complété à presque 60 % et progresse
       dans les délais avec un lancement projeté en 2012. Le plan de mise en
       valeur des sables pétrolifères de Kearl est en cours de
       reconfiguration pour adopter une stratégie en deux phases plutôt que
       trois. La production de la phase de mise en valeur initiale sera de
       110 000 barils de bitume par jour. Une seconde phase d'extension, avec
       décongestionnement des deux phases, permettra d'atteindre la capacité
       réglementaire de 345 000 barils par jour, tel que l'approuve la
       stratégie initiale comprenant trois volets. Les coûts de mise en
       valeur unitaires pour le bail au complet devraient demeurer les mêmes.

    -  Le point sur le projet gazier du Mackenzie - En janvier, le cabinet
       fédéral a émis l'approbation du gouverneur en conseil requise pour le
       démarrage du projet. La conclusion du processus réglementaire est une
       étape importante pour le projet.

    -  Le point sur le projet pilote de Horn River - Le forage a commencé
       dans le cadre du projet pilote de plateforme multipuits horizontale
       afin d'évaluer la productivité des puits à long terme et le rendement
       financier. Le démarrage est prévu pour fin 2012. L'Impériale continue
       à considérer le bassin de Horn River comme une région très prometteuse
       ayant un potentiel considérable d'augmentation des ressources et des
       volumes de production.

    -  Une production record à Cold Lake - La production à Cold Lake a établi
       un record pour le premier trimestre et s'est élevée en moyenne à
       157 000 barils par jour, comparativement à 148 000 barils au T1 2010
       et 147 000 barils au T4 2010. Cette augmentation est due à la
       contribution de l'injection de vapeur dans de nouveaux puits en 2010
       partiellement annulée par la nature cyclique de la production de Cold
       Lake.

    -  Syncrude atteint une production record - L'amélioration de la
       fiabilité a permis à Syncrude d'établir un nouveau record de
       production de pétrole brut synthétique de 28,9 millions de barils au
       premier trimestre. Les installations de Syncrude sont un complexe
       intégré d'extraction et de valorisation. L'impériale détient une
       participation de 25 % dans la coentreprise.

    -  Contributions records à Centraide - Les employés et les entrepreneurs
       de l'Impériale et d'ExxonMobil Canada ont contribué un record de
       4,2 M $ aux campagnes Centraide-United Way partout au Canada en 2010.
       L'Impériale soutient fidèlement Centraide depuis plus de 25 ans.
    >>

Premier trimestre de 2011 c. premier trimestre de 2010

Le bénéfice net de la compagnie pour le premier trimestre 2011 s'est élevé à 781 M$, soit 0,91 $ l'action sur une base diluée, contre 476 M$, soit 0,56 $ l'action, pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Les résultats du premier trimestre ont été supérieurs à ceux du trimestre correspondant de 2010, une augmentation due principalement à un élargissement des marges de raffinage d'environ 175 M$, à une hausse de la production de Syncrude et de Cold Lake d'environ 100 M$ et à une réduction des activités d'entretien planifié des raffineries d'environ 85 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets de change défavorables d'un dollar canadien plus fort d'environ 70 M$. Les améliorations dans tous les secteurs d'exploitation quant à la fiabilité et à la gestion des dépenses ont permis des réalisations plus importantes de pétrole brut dans le secteur amont, ainsi que de meilleures marges sur le marché des produits pétroliers.

Le bénéfice net du premier trimestre pour le secteur amont s'est élevé à 528 M$, soit 84 M$ de plus que pour la période correspondante de 2010. La hausse des résultats est due principalement à une augmentation de la production et à une diminution des frais d'entretien de Syncrude totalisant environ 80 M$. Les résultats ont également bénéficié d'une augmentation de la production de bitume à Cold Lake d'environ 30 M$ et des prix plus élevés du pétrole brut d'environ 30 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets de change défavorables d'un dollar canadien plus fort de 50 M$.

Le prix moyen du brut Brent, un brut de référence courant sur le marché mondial, était de 105,01 $ le baril en dollars américains au premier trimestre 2011, une hausse de près de 40 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les prix que la compagnie a obtenus pour le pétrole brut classique canadien et le pétrole brut synthétique de Syncrude ont également augmenté. Les prix que la compagnie a obtenus pour le bitume au premier trimestre étaient en baisse d'environ 10 % par rapport à ceux du premier trimestre 2010, reflétant l'élargissement de l'écart de prix entre le pétrole brut plus léger et le bitume de Cold Lake, principalement attribuable au prolongement de l'impact des problèmes de fiabilité de pipelines tiers sur les marchés du pétrole lourd.

La production brute de bitume de Cold Lake était en moyenne de 157 000 barils par jour au cours du premier trimestre, en hausse par rapport à 148 000 barils par jour pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La hausse des volumes était due à l'augmentation de production du programme de forage de mise en valeur en cours partiellement annulé par la nature cyclique de la production à Cold Lake.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 80 000 barils par jour pour le premier trimestre, contre 67 000 barils pour le premier trimestre 2010. L'augmentation de production résulte essentiellement de la fiabilité accrue de l'extraction et de la valorisation ainsi que de la réduction des activités d'entretien planifié.

Au premier trimestre, la production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 22 000 barils par jour, contre 24 000 barils par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent, ce fléchissement s'expliquant par la diminution naturelle du rendement des gisements.

La production brute de gaz naturel au cours du premier trimestre 2011 s'est établie à 269 millions de pieds cubes par jour, contre 273 millions pour la période correspondante de l'exercice précédent. Cette baisse de production est attribuable à la diminution naturelle du rendement des gisements.

Le bénéfice net pour le secteur aval était de 276 M$ au premier trimestre 2011, une hausse de 237 M$ par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les résultats ont bénéficié d'un élargissement des marges de raffinage d'environ 175 M$ dû, en partie, à une tarification favorable du mélange de bruts traités, à une rehausse de la demande de produits pétroliers, ainsi qu'à l'impact favorable de 85 M$ attribuable à la réduction des activités d'entretien planifié des raffineries. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets de change défavorables d'un dollar canadien plus fort d'environ 20 M$.

Le bénéfice net pour les produits chimiques était de 38 M$ au premier trimestre, en hausse de 39 M$ par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'amélioration des marges dans toutes les gammes de produits, une baisse des coûts due à la réduction des activités d'entretien planifié et l'augmentation des volumes de vente de polyéthylène ont largement contribué à cette augmentation.

Les effets sur les résultats nets des comptes sectoriels étaient de moins 61 M$ au cours du premier trimestre comparativement à moins 6 M$ pour la période correspondante de 2010. Les effets défavorables sur les résultats étaient principalement dus à une hausse des charges liées à la rémunération à base d'actions.

Au premier trimestre, les flux de trésorerie générés à partir des activités d'exploitation s'élevaient à 959 M$ et 822 M$ ont été investis en acquisitions d'immobilisations, surtout affectées aux sables pétrolifères de Kearl et aux autres projets de croissance. Le solde de trésorerie de la compagnie était de 301 M$ au 31 mars 2011, comparativement à 267 M$ à la fin de l'exercice précédent.

Des données financières et d'exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés dans le présent rapport qui sont liés aux plans, prévisions, événements ou conditions futurs sont des énoncés prospectifs. Les résultats réels futurs, y compris les plans, coûts, calendriers et capacités des projets; les sources de financement; le règlement des imprévus et des positions fiscales incertaines; l'effet de changements touchant les prix et autres conditions du marché; ainsi que les dépenses environnementales et en immobilisations peuvent différer sensiblement en raison d'un certain nombre de facteurs tels que les négociations d'ententes commerciales; les changements apportés à l'approvisionnement et à la demande en matière de pétrole brut, gaz naturel et produits pétroliers et pétrochimiques; les événements politiques ou réglementaires; et tout autre facteur traité dans l'Article 1A sur le formulaire 10-K de 2010 de la compagnie.

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                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           PREMIER TRIMESTRE 2011

    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------
                                                                Trimestre
    en millions de dollars canadiens, sauf indication
    contraire                                                2011       2010
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)
      Total des produits et autres revenus                  6 871      6 166
      Total des charges                                     5 820      5 515
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice avant impôts sur les bénéfices               1 051        651
      Impôts sur les bénéfices                                270        175
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice net                                            781        476
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)           0,92       0,56
    Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu
     d'une dilution (en dollars)                             0,91       0,56

    Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts              4          4

    Total de l'actif au 31 mars                            22 008     18 335

    Total de la dette au 31 mars                              755        139
    Couverture des intérêts par les bénéfices
     (nombre de fois)                                       336,4      307,1

    Autres obligations à long terme au 31 mars              2 880      2 679

    Capitaux propres au 31 mars                            11 764      9 943
    Capital utilisé au 31 mars                             12 551     10 118
    Rendement du capital moyen utilisé a)
     (%)                                                     21,7       18,4

    Dividendes versés sur les actions ordinaires
      Total                                                    93         85
      Par action ordinaire (en dollars)                      0,11       0,10

    Millions d'actions ordinaires en circulation
      Au 31 mars                                            847,6      847,6
      Moyenne - compte tenu d'une dilution                  854,1      854,2

    -------------------------------------------------------------------------

    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
                           PREMIER TRIMESTRE 2011


    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------
                                                                Trimestre
    en millions de dollars canadiens                         2011       2010
    -------------------------------------------------------------------------

    Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin du
     trimestre                                                301        534

    Bénéfice net                                              781        476
    Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
      Amortissement et épuisement                             188        182
      (Gain) perte à la vente d'actifs                         (6)        (4)
      Charge d'impôts futurs et autres                        (90)         2
    Variations de l'actif et du passif d'exploitation          86        258
    -------------------------------------------------------------------------
    Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation      959        914
    -------------------------------------------------------------------------

    Flux de trésorerie liés aux activités de placement       (806)      (807)
      Produit de la vente d'actifs                             14          6

    Flux de trésorerie liés aux activités de financement     (119)       (86)

    -------------------------------------------------------------------------



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           PREMIER TRIMESTRE 2011

    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------
                                                                Trimestre
    en millions de dollars canadiens                         2011       2010
    -------------------------------------------------------------------------

    Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis)
      Secteur amont                                           528        444
      Secteur aval                                            276         39
      Produits chimiques                                       38         (1)
      Comptes non sectoriels                                  (61)        (6)
    -------------------------------------------------------------------------
      Bénéfice net                                            781        476
    -------------------------------------------------------------------------

    Produits et autres revenus
      Secteur amont                                         2 339      2 209
      Secteur aval                                          6 067      5 192
      Produits chimiques                                      420        353
      Éliminations/Autres                                  (1 955)    (1 588)
    -------------------------------------------------------------------------
      Produits et autres revenus                            6 871      6 166
    -------------------------------------------------------------------------

    Achats de pétrole brut et de produits
      Secteur amont                                           861        787
      Secteur aval                                          4 769      4 187
      Produits chimiques                                      307        276
      Éliminations                                         (1 957)    (1 589)
    -------------------------------------------------------------------------
      Achats de pétrole brut et de produits                 3 980      3 661
    -------------------------------------------------------------------------

    Charges de production et fabrication
      Secteur amont                                           599        602
      Secteur aval                                            337        370
      Produits chimiques                                       43         58
    -------------------------------------------------------------------------
      Charges de production et fabrication                    979      1 030
    -------------------------------------------------------------------------

    Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
      Secteur amont                                           818        855
      Secteur aval                                             36         38
      Produits chimiques                                        2          6
      Comptes non sectoriels                                    3          1
    -------------------------------------------------------------------------
      Dépenses en immobilisations et frais d'exploration      859        900
    -------------------------------------------------------------------------

      Charges d'exploration imputées aux produits
       compris ci-dessus                                       37         87

    -------------------------------------------------------------------------



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           PREMIER TRIMESTRE 2011

    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------
                                                                Trimestre
    Données d'exploitation                                   2011       2010
    -------------------------------------------------------------------------

    Production brute de pétrole brut et de liquides
     du gaz naturel (LGN)
    (en milliers de barils par jour)
      Cold Lake                                               157        148
      Syncrude                                                 80         67
      Pétrole classique                                        22         24
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole brut                  259        239
      LGN mis en vente                                          6          6
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole brut et de LGN        265        245
    -------------------------------------------------------------------------

    Production brute de gaz naturel (en millions de pieds
     cubes par jour)                                          269        273

    Production brute en équivalent pétrole a)
    (en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)     310        291

    Production brute de pétrole brut et de LGN
    (en milliers de barils par jour)
      Cold Lake                                               120        118
      Syncrude                                                 75         60
      Pétrole classique                                        16         17
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole brut                  211        195
      LGN mis en vente                                          4          5
    -------------------------------------------------------------------------
      Total de la production de pétrole brut et de LGN        215        200
    -------------------------------------------------------------------------

    Production nette de gaz naturel
    (en millions de pieds cubes par jour)                     249        237

    Production brute en équivalent pétrole a)
    (en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)     256        240

    Ventes de brut fluidifié de Cold Lake
    (en milliers de barils par jour)                          211        201
    Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)              9         12
    Ventes de gaz naturel
    (en millions de pieds cubes par jour)                     251        264

    Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
      Pétrole brut classique (le baril)                     81,18      74,54
      LGN (le baril)                                        60,48      55,53
      Gaz naturel (le millier de pieds cubes)                3,85       5,20
      Pétrole synthétique (le baril)                        93,24      82,24
      Bitume (le baril)                                     55,76      62,25

    Débit total des raffineries
    (en milliers de barils par jour)                          452        439
    Utilisation de la capacité de raffinage (%)                89         87

    Ventes de produits pétroliers
    (en milliers de barils par jour)
      Essence                                                 210        204
      Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur    166        145
      Mazout lourd                                             26         33
      Huiles lubrifiantes et autres produits                   36         39
    -------------------------------------------------------------------------
      Ventes nettes de produits pétroliers                    438        421
    -------------------------------------------------------------------------

    Ventes de produits pétrochimiques
    (en milliers de tonnes)                                   272        248

    -------------------------------------------------------------------------

    (a)  Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds
         cubes pour mille barils



                     COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
                           PREMIER TRIMESTRE 2011

    -------------------------------------------------------------------------
    -------------------------------------------------------------------------
                                        Bénéfice net            Bénéfice net
                      (selon les PCGR des États-Unis)   par action ordinaire
                   (en millions de dollars canadiens)            (en dollars)
    -------------------------------------------------------------------------

    2007
    Premier trimestre                            774                    0,82
    Deuxième trimestre                           712                    0,76
    Troisième trimestre                          816                    0,88
    Quatrième trimestre                          886                    0,97
    -------------------------------------------------------------------------
    Exercice                                   3 188                    3,43
    -------------------------------------------------------------------------


    2008
    Premier trimestre                            681                    0,76
    Deuxième trimestre                         1 148                    1,29
    Troisième trimestre                        1 389                    1,57
    Quatrième trimestre                          660                    0,77
    -------------------------------------------------------------------------
    Exercice                                   3 878                    4,39
    -------------------------------------------------------------------------


    2009
    Premier trimestre                            289                    0,34
    Deuxième trimestre                           209                    0,25
    Troisième trimestre                          547                    0,64
    Quatrième trimestre                          534                    0,63
    -------------------------------------------------------------------------
    Exercice                                   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
    -------------------------------------------------------------------------
    Exercice                                   2 210                    2,61
    -------------------------------------------------------------------------


    2011
    Premier trimestre                            781                    0,91

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SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Renseignements : 403-237-2710


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