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

Pour la période de six mois terminée le 30 juin 2015

CALGARY, le 31 juill. 2015 /CNW/ -




Deuxième trimestre


Période de six mois

(en millions de dollars, sauf indication contraire)


2015

2014


%


2015


2014


%













Bénéfice net (PCGR des États-Unis)


120

1 232


(90)


541


2 178


(75)

Bénéfice net par action ordinaire












  - compte tenu d'une dilution (en dollars)


0,14

1,45


(90)


0,64


2,56


(75)













Dépenses en immobilisations et frais d'exploration


819

1 398


(41)


1 869


2 632


(29)













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













 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




(en millions de dollars canadiens)


(dollars)











2011









Premier trimestre


781






0,91

Deuxième trimestre


726






0,85

Troisième trimestre


859






1,01

Quatrième trimestre


1 005






1,18

Exercice


3 371






3,95











2012









Premier trimestre


1 015






1,19

Deuxième trimestre


635






0,75

Troisième trimestre


1 040






1,22

Quatrième trimestre


1 076






1,26

Exercice


3 766






4,42











2013









Premier trimestre


798






0,94

Deuxième trimestre


327






0,38

Troisième trimestre


647






0,76

Quatrième trimestre


1 056






1,24

Exercice


2 828






3,32











2014









Premier trimestre


946






1,11

Deuxième trimestre


1 232






1,45

Troisième trimestre


936






1,10

Quatrième trimestre


671






0,79

Exercice


3 785






4,45











2015









Premier trimestre


421






0,50

Deuxième trimestre


120






0,14

 

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

Renseignements : (587) 476-7010

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http://www.imperialoil.com

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