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

CALGARY, le 31 oct. 2013 /CNW/ -

             
      Troisième trimestre     Neuf mois
(en millions de dollars, sauf indication contraire)     2013     2012     %     2013     2012     %
                                     
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)     647     1 040     (38)     1 772     2 690     (34)
Bénéfice net par action ordinaire                                    
  - compte tenu d'une dilution (en dollars)     0,76     1,22     (38)     2,08     3,16     (34)
                                     
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration     1 840     1 409     31     6 453     3 890     66
                                     

Rich Kruger, président du Conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a commenté comme suit :

Au cours du trimestre, la Pétrolière Impériale a continué de mettre l'accent sur la performance opérationnelle de ses activités de base tout en continuant de faire avancer les projets de croissance du secteur amont. Les trois trains de traitement par moussage paraffinique exclusifs sont opérationnels à notre projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl de calibre mondial, et le bitume dilué provenant de Kearl est traité avec succès dans les raffineries de l'Impériale et d'ExxonMobil. La production continue d'augmenter graduellement à mesure que nous synchronisons davantage les installations et que nous apporton des améliorations continues à la fiabilité de l'équipement en prévision de notre première saison d'exploitation en hiver. Nous prévoyons atteindre une production de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale s'élevant à 78 000 barils par jour) avant la fin de l'année.

Le bénéfice pour le troisième trimestre s'est élevé à 647 M$, comparativement à 1 040 M$ pour la période correspondante de 2012.

La production brute s'est établie en moyenne à 288 000 barils d'équivalent pétrole par jour (88 % de liquides), en hausse de 3 000 barils par jour par rapport à la même période de 2012. Les travaux d'entretien systématique à Syncrude ont fait baisser les volumes au cours du trimestre d'environ 21 000 barils par jour. Le débit des raffineries s'est établi à 451 000 barils par jour essentiellement inchangé par rapport au troisième trimestre de 2012.

Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration, au troisième trimestre se sont chiffrés à 1 840 M$. Les investissements ont été consacrés à des projets de croissance dans le secteur amont, notamment le projet d'expansion de Kearl et le projet Nabiye à Cold Lake, lesquels étaient achevés à 58 % et à 59 % respectivement à la fin du trimestre, et le projet d'acquisition de la concession de sables pétrolifères de Clyden pour la somme de 206 M$.

Au troisième trimestre, des mesures clés ont été prises pour accroître la rentabilité de nos actifs. Comme il avait été prévu, les opérations de raffinage ont été discontinuées à Dartmouth et des progrès ont été réalisés vers sa reconversion en dépôt. En outre, nous avons lancé la commercialisation de trois gisements de production de pétrole et de gaz classiques arrivés à maturité dans l'Ouest canadien.

Notre objectif primordial demeure d'offrir une valeur supérieure à long terme à nos actionnaires. Nos priorités continueront d'être axées sur l'optimisation de la valeur de nos actifs grâce à l'intégration de la chaîne de valeur, à des synergies, à une stratégie d'investissement rigoureuse et à la gestion des coûts. Avant tout, notre engagement envers la sécurité, l'intégrité opérationnelle et la croissance responsable demeure inébranlable.


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 et de stations-service.

Faits saillants du troisième trimestre

  • Le bénéfice net a été de 647 M$ ou 0,76 $ par action sur une base diluée, comparativement à 1 040 M$ ou 1,22 $ par action au troisième trimestre de 2012. La baisse du bénéfice est essentiellement attribuable à une baisse importante marges de raffinage.

  • La production s'est établie en moyenne à 288 000 barils d'équivalent pétrole par jour, en légère hausse par rapport à 2012, la production découlant du démarrage du projet de Kearl et de l'acquisition de Celtic (XTO Energy Canada) ayant compensé amplement l'impact des travaux d'entretien systématique à Syncrude et le déclin naturel des gisements classiques.

  • Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 451 000 barils par jour au troisième trimestre, essentiellement inchangé par rapport à la même période de 2012.

  • Les dépenses en immobilisations, qui se sont élevées à 1 840 M$, ont été consacrées principalement à des projets de croissance dans le secteur amont, notamment le projet d'expansion de Kearl et le projet Nabiye à Cold Lake, ainsi qu'à l'acquisition de la concession de sables pétrolifères de Clyden.

  • La production de bitume à Kearl a continué d'augmenter graduellement, la production brute s'étant établie en moyenne à 33 000 barils par jour au cours du trimestre. La production brute moyenne s'est établie à 11 000, 43 000 et 45 000 barils par jour en juillet, août et septembre, respectivement. L'usine a été fermée du 22 septembre au 8 octobre pour apporter des améliorations étaient continues à la fiabilité de l'équipement et pour préparer les installations aux défis potentiels que pourrait apporter le climat lors de notre première saison d'exploitation en hiver. Après la réouverture de l'usine, le débit s'est établi en moyenne à 80 000 barils par jour, avec une production actuelle de 100 000 barils par jour. Les trois trains de traitement par moussage paraffinique sont maintenant opérationnels et fonctionnent à la capacité nominale. Le bitume dilué est traité avec succès dans trois raffineries de l'Impériale et d'ExxonMobil, et au cours du quatrième trimestre, les ventes à des parties non liées ont débuté. Nous comptons atteindre un niveau de production de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour) sera atteint avant la fin de l'année.

  • Le projet d'expansion de Kearl avance conformément au plan. Le projet est achevé à 58 % et demeure conforme au calendrier établi pour sa mise en œuvre en 2015; nous comptons atteindre une production brute de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour). Les enseignements tirés de la mise en valeur initiale de Kearl sont intégrés proactivement à tous les aspects du projet d'expansion.

  • Le projet Nabiye à Cold Lake avance conformément aux délais prévus. Le projet était achevé à 59 % à la fin du trimestre et progresse dans les délais, le démarrage étant prévu vers la fin de 2014, avec une production projetée de 40 000 barils par jour.

  • La concession de sables pétrolifères de Clyden a été acquise pour la somme de 206 M$. Le 16 août dernier, l'Impériale (27,5 %) et ExxonMobil Canada (72,5 %) ont fait l'acquisition de la participation de ConocoPhillips dans la concession de sables pétrolifères de Clyden, située à 150 kilomètres au sud de Fort McMurray, en Alberta. Cette concession de 226 000 acres brutes se trouve près de la concession de Corner de l'Impériale et se prête bien aux techniques de récupération in situ.

  • Les activités ont été interrompues le 16 septembre à la raffinerie de Dartmouth comme il avait été prévu. Cela marquait la fin de la première étape de la transformation en dépôt de carburant. L'Impériale continue d'approvisionner ce marché en produits raffinés.

  • La commercialisation de trois gisements de production classiques arrivés à maturité a débuté. Il s'agit des installations de Boundary Lake, Pembina et Rocky Mountain House. Leur production combinée s'est élevée à près de 15 000 barils d'équivalent pétrole par jour au cours du premier semestre de 2013, le pétrole et le gaz comptant chacun pour la moitié de la production.

  • La description du projet d'exploration de la mer de Beaufort (25 % l'Impériale) a été déposée auprès du Comité d'examen environnemental préalable inuvialuit et de l'Office national de l'énergie par les associés de la coentreprise, mettant en branle le processus formel d'examen réglementaire du projet. Aucune décision en matière d'investissement n'a été prise pour le moment.

  • La Fondation de la Pétrolière Impériale a fait un don de 150 000 $ au Programme d'orientation des patients autochtones de l'Hôpital général de Vancouver. Cette contribution permettra d'améliorer l'accès aux services de santé dans les communautés autochtones et aidera à surmonter les différences culturelles et les obstacles linguistiques.

Comparaison des troisièmes trimestres de 2013 et de 2012

Le bénéfice net de la compagnie pour le troisième trimestre de 2013 a été de 647 M$ ou 0,76 $ par action sur une base diluée, comparativement à 1 040 M$ ou 1,22 $ par action pour la même période de l'exercice précédent.

Le bénéfice net du secteur amont du troisième trimestre s'est établi à 604 M$, en hausse de 106 M$ par rapport à la période correspondante de 2012. Ces résultats supérieurs sont essentiellement attribuables aux prix plus élevés obtenus pour les liquides, ce qui a ajouté environ 350 M$. Ces résultats ont été partiellement annulés par la diminution de la production et la hausse des coûts à Syncrude, en raison surtout d'activités d'entretien systématique qui ont totalisé environ 150 M$ et de redevances plus élevés d'environ 85 M$.

L'écart entre les prix du Brent, brut de référence courant sur les marchés pétroliers de la côte Atlantique, et du West Texas Intermediate (WTI), brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain, s'est rétréci pour se limiter à 4,54 $ le baril en dollars américains au troisième trimestre de 2013, comparativement à 17,37 $ pour la période correspondante de l'exercice précédent. Pendant que les remises sur le WTI diminuaient, les prix moyens en dollars canadiens obtenus par la compagnie sur les ventes de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique augmentaient d'environ 21 % et 26 %, respectivement. Le prix moyen en dollars canadiens obtenu pour le bitume au troisième trimestre de 2013 a en outre augmenté d'environ 36 %, passant à 81,21 $ le baril du fait du rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, qui s'est établi à 2,66 $ le millier de pieds cubes au troisième trimestre de 2013, était en hausse d'environ 0,48 $ par rapport à la même période de 2012. Le rétrécissement important de l'écart entre le prix du Brent et le prix du WTI a toutefois eu une incidence défavorable sur les marges de raffinage et les bénéfices du secteur aval.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 147 000 barils par jour contre 152 000 pour la même période de l'exercice précédent. La baisse des volumes est surtout attribuable à la nature cyclique de l'utilisation de vapeur et des processus de production associés à Cold Lake.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au troisième trimestre s'est élevée à 57 000 barils par jour contre 78 000 au troisième trimestre de 2012. Les travaux d'entretien systématique ont été menés à terme, et l'unité de cokéfaction est revenue à la normale au cours du trimestre.

La quote-part de la compagnie dans la production brute dans le cadre de la mise en valeur initiale de Kearl s'est établie à 23 000 barils par jour. Tout au long du trimestre, nous avons continué d'apporter des améliorations à la fiabilité de l'équipement. La production continue de progresser et devrait atteindre 110 000 barils bruts par jour avant la fin de l'année. Comme il a été annoncé, les ventes de bitume dilué ont débuté au cours du troisième trimestre, le bitume dilué provenant de Kearl étant traité dans les raffineries de la compagnie et d'ExxonMobil et donnant les résultats prévus.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 22 000 barils par jour au troisième trimestre, en regard de 19 000 pour la période correspondante de 2012.

La production brute de gaz naturel au troisième trimestre de 2013 a été de 211 millions de pieds cubes par jour, contre 188 millions de pieds cubes au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse de la production reflète les apports provenant de l'acquisition de Celtic plus tôt dans l'année et du projet pilote de Horn River, qui ont compensé amplement la diminution naturelle du rendement des gisements.

Le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 46 M$ au troisième trimestre, en baisse de 490 M$ par rapport au troisième trimestre de 2012. Ce recul est essentiellement attribuable à une contraction des marges de raffinage, ce qui a amputé le bénéfice d'environ 565 M$. Cette baisse a été atténuée par les effets favorables de l'amélioration des opérations de raffinage et la hausse des marges commerciales.

Le bénéfice net du secteur des produits chimiques a été de 39 M$ au troisième trimestre, dans la lignée des 37 M$ du trimestre correspondant de l'exercice précédent.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 42 M$ au troisième trimestre, comparativement à un solde négatif de 31 M$ pour la période correspondante de 2012 en raison de modifications apportées aux charges liées à la rémunération à base d'actions.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 298 M$ au troisième trimestre, en regard de 669 M$ pour la période correspondante de 2012. La baisse des flux de trésorerie est principalement attribuable aux résultats inférieurs. Les flux de trésorerie au cours du troisième trimestre de 2013 étaient inférieurs aux bénéfices principalement en raison du calendrier des versements d'impôt.

Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties nettes de 1 804 M$ au cours du troisième trimestre, comparativement à 1 318 M$ au cours de la période correspondante de 2012. Les acquisitions d'immobilisations corporelles se sont établies à 1 810 M$ au cours du troisième trimestre, en regard de 1 388 M$ pour la période correspondante de 2012. Les dépenses du trimestre ont été axées principalement sur l'avancement du projet d'expansion de Kearl et du projet Nabiye à Cold Lake. L'expansion de Kearl devrait accroître la production brute de 110 000 barils de bitume par jour avant redevances, la quote-part de la compagnie étant estimée à près de 78 000 barils par jour. Son démarrage est prévu pour la fin de 2015. L'expansion du projet Nabiye à Cold Lake devrait accroître la production de 40 000 barils de bitume par jour avant redevances. Son démarrage est prévu pour la fin de 2014.

Les activités de financement ont donné lieu à des rentrées de 1 040 M$ au troisième trimestre, comparativement à 122 M$ au troisième trimestre de 2012. Au cours du troisième trimestre, la compagnie a augmenté le niveau de sa dette à long terme de 819 M$ en tirant des fonds sur une facilité de crédit existante et a émis des billets de trésorerie supplémentaires qui ont augmenté la dette à court terme de 325 M$.

Les facteurs susmentionnés ont entraîné une baisse du solde de trésorerie de la compagnie, qui s'établissait à 76 M$ au 30 septembre 2013, en regard de 482 M$ à la fin de 2012.

Faits saillants sur neuf mois

  • Le bénéfice net s'est établi à 1 772 M$ en regard de 2 690 M$ en 2012.

  • Le bénéfice net par action ordinaire a été de 2,08 $, comparativement à 3,16 $ en 2012.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 633 M$, comparativement à 3 033 M$ en 2012.

  • La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de 283 000 barils par jour, contre 281 000 en 2012.

  • Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 439 000 barils par jour, en hausse de 15 000 barils par jour par rapport à la même période de 2012.

  • Les dividendes par action déclarés dans l'année se sont élevés à 0,36 $, tout comme en 2012.

Comparaison des trois premiers trimestres de 2013 et de 2012

Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2013 s'est établi à 1 772 M$ ou 2,08 $ par action sur une base diluée, en regard 2 690 M$ ou 3,16 $ par action pour les trois premiers trimestres de 2012.

Ces résultats inférieurs découlent essentiellement d'une baisse importante des marges de raffinage, qui a retranché environ 720 M$ aux résultats, de la hausse d'environ 175 M$ des frais de démarrage et de fonctionnement de Kearl, de la diminution de la production et de la hausse des coûts d'entretien à Syncrude qui ont totalisé environ 150 M$. Les résultats des neuf premiers mois de 2013 comprennent également une charge sans décaissement de 264 M$ après impôts associée à la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en dépôt de carburant. Ces facteurs ont été partiellement annulés par la hausse des prix obtenus pour les liquides, ce qui ajouté environ 210 M$ aux résultats, par l'amélioration des opérations de raffinage et par la diminution des activités d'entretien des raffineries, qui ont compté pour environ 115 M$, et par une baisse des redevances d'environ 110 M$ par suite d'une augmentation du recouvrement de coûts au titre des 'investissements.

Le bénéfice net du secteur amont pour les neuf premiers mois de 2013 s'est établi à 1 301 M$, comparativement à 1 400 M$ en 2012. Ce recul découle principalement de la hausse des frais associés à Kearl, qui se sont élevés à environ 175 M$, alors que la production au cours du troisième trimestre a été amplement compensée par les frais de démarrage et de fonctionnement à ce jour, de la diminution de la production et de la hausse des coûts d'entretien à Syncrude, qui ont retranché environ 150 M$ aux résultats, et de la baisse de la production de bitume et de la hausse des coûts d'entretien à Cold Lake, qui ont totalisé environ 85 M$. Ces facteurs ont été atténués par la hausse des prix obtenus pour les liquides, qui a ajouté environ 210 M$ aux résultats, et par une baisse des redevances d'environ 110 M$ par suite d'une augmentation du recouvrement de coûts au titre des investissements.

L'écart entre les prix du Brent, brut de référence courant sur les marchés pétroliers de la côte Atlantique, et du West Texas Intermediate (WTI), brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain, s'est rétréci pour se limiter à 10,20 $ le baril en dollars américains au cours des neuf premiers mois de 2013, comparativement à 15,91 $ le baril pendant la période correspondante de l'exercice précédent. Pendant que les remises sur le pétrole brut WTI diminuaient, les prix moyens en dollars canadiens obtenus par la compagnie sur les ventes de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique augmentaient d'environ 8 % et 11 %, respectivement. Le prix moyen en dollars canadiens obtenu par la compagnie sur les ventes de bitume a en outre augmenté d'environ 5 % au cours des neuf premiers mois de 2013, passant à 63,86 $ le baril. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 3,21 $ le millier de pieds cubes au cours des trois premiers trimestres de 2013, était en hausse de 1,09 $ par rapport à la même période de 2012.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 152 000 barils par jour, contre 154 000 au cours des trois premiers trimestres de 2012. Cette légère baisse est attribuable à la nature cyclique de l'utilisation de vapeur et des processus de production associés de l'usine de Cold Lake et aux activités d'entretien systématique à l'usine Mahkeses au cours du deuxième trimestre de 2013.

Au cours des neuf premiers mois de l'année, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 63 000 barils par jour contre 70 000 en 2012. Ce sont principalement les activités d'entretien systématique exécutées au cours du troisième trimestre de 2013 qui ont fait baisser la production.

La quote-part de la compagnie dans la production brute provenant du développement initial de Kearl se chiffre à 9 000 barils par jour depuis le début de 2013.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 21 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de l'année, en regard de 20 000 pour la période correspondante de 2012.

La production brute de gaz naturel des neuf premiers mois de 2013 s'est élevée à 201 millions de pieds cubes par jour, contre 194 millions de pieds cubes pour la période correspondante de 2012. La hausse de la production s'explique par les apports provenant de l'acquisition de Celtic et du projet pilote de Horn River, qui ont compensé amplement la diminution naturelle du rendement des gisements.

Le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 427 M$, en regard de 1 223 M$ pour la période correspondante de 2012. Les résultats ont souffert de la baisse marquée des marges de raffinage, ce qui a retranché environ 720 M$ aux résultats en raison du rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut Brent et le pétrole brut WTI. Les résultats des neuf premiers mois de 2013 incluent également une charge sans décaissement de 264 M$ après impôts pour la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en dépôt de carburant. Ces facteurs ont été annulés en partie par l'effet favorable de l'amélioration des opérations de raffinage et la diminution des activités d'entretien systématique des raffineries, qui ont ajouté environ 115 M$ aux résultats.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de 116 M$ contre 121 M$ en 2012

Pour les neuf premiers mois de 2013, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 72 M$, en regard d'un solde négatif de 54 M$ l'exercice précédent.

Des données financières et d'exploitation suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d'affaires sont des énoncés prospectifs. Les résultats réels obtenus dans le futur, notamment quant à la croissance de la demande et la combinaison de sources énergétiques; à la croissance et la répartition de la production; aux plans, aux dates, aux coûts et aux capacités des projets; aux taux de production et à la récupération des ressources; aux économies de coûts; aux ventes de produits; aux sources de financement; ainsi qu'aux dépenses reliées aux immobilisations et à l'environnement sont susceptibles d'être considérablement différents en raison d'un certain nombre de facteurs comme les fluctuations du prix et de l'offre et la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques; les événements politiques ou l'évolution de la réglementation; les calendriers des projets; l'issue des 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 à la rubrique 1A du formulaire 10-K le plus récent de l'Impériale. Les énoncés prospectifs ne sont pas des garanties de la performance future et comprennent un certain nombre de risques et d'incertitudes, dont certains sont similaires à ceux auxquels se heurtent d'autres entreprises pétrolières et gazières et d'autres sont spécifiques à l'Impériale. Les résultats réels de l'Impériale pourraient différer sensiblement de ceux exprimés ou sous-entendus dans ces énoncés prospectifs et le lecteur est prié de pas accorder une confiance indue à ces énoncés.

Le terme « projet », tel qu'il est utilisé dans ce rapport, peut renvoyer à toute une gamme d'activités différentes et n'a pas nécessairement le même sens que celui qu'on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.

            Annexe I
                         
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
                         
                         
      Troisième trimestre     Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire     2013     2012     2013     2012
                         
Bénéfice net (PCGR des É.-U.)                        
  Total des produits et autres revenus      8 594     8 336     24 566     23 384
  Total des charges     7 737     6 949     22 207     19 805
  Bénéfices avant impôts sur les bénéfices     857     1 387     2 359     3 579
  Impôts sur les bénéfices     210     347     587     889
  Bénéfice net     647     1 040     1 772     2 690
                         
  Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)      0,76      1,22       2,09      3,17 
  Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars)      0,76      1,22       2,08      3,16 
                         
Autres données financières                        
  Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation     385     355     1 041     1 011
                         
    Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts     5     1     46     67
                         
    Total de l'actif au 30 septembre                 36 081     28 471
                         
    Total de la dette au 30 septembre                 6 214     1 429
    Ratio de couverture des intérêts par les bénéfices
(nombre de fois)
                 71,4      255,9 
                         
    Autres obligations à long terme au 30 septembre                 4 095     3 748
                         
    Capitaux propres au 30 septembre                 17 896     15 652
    Capital utilisé au 30 septembre                 24 132     17 106
    Rendement du capital moyen utilisé (a)
(pourcentage)
                 13,3      23,5 
                         
  Dividendes déclarés sur les actions ordinaires                        
    Total     102     102     306     306
    Par action ordinaire (en dollars)      0,12      0,12      0,36      0,36
                         
    Millions d'actions ordinaires en circulation                        
      Au 30 septembre                  847,6      847,6
      Moyenne - compte tenu d'une dilution      851,0      851,4      850,8      851,4
                         

(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
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
                         
                         
      Troisième trimestre     Neuf mois
en millions de dollars canadiens     2013     2012     2013     2012
                           
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin du trimestre      76     469     76     469
                         
Bénéfice net     647     1 040     1 772     2 690
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :                         
  Amortissement et épuisement     223     183     860     551
  (Gain) perte à la vente d'actifs      (5)     (2)     (60)     (86)
  Charge d'impôts futurs et autres     106     72     276     289
Variations de l'actif et du passif d'exploitation      (673)     (624)     (1 215)     (411)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation     298     669     1 633     3 033
                         
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement     (1 804)     (1 318)     (6 301)     (3 606)
  Produit de la vente d'actifs     6     70     68     209
                           
Flux de trésorerie liés aux activités de financement     1 040     122     4 262     (160)
                         
                         

 

            Annexe III
                         
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
                         
                         
      Troisième trimestre     Neuf mois
en millions de dollars canadiens     2013     2012     2013     2012
                         
Bénéfice net (PCGR des É.-U.)                        
  Secteur amont     604     498     1 301     1 400
  Secteur aval     46     536     427     1 223
  Produits chimiques     39     37     116     121
  Comptes non sectoriels     (42)     (31)     (72)     (54)
  Bénéfice net     647     1 040     1 772     2 690
                         
Produits et autres revenus                         
  Secteur amont     3 191     2 069     7 791     6 620
  Secteur aval     6 893     7 535     20 762     20 765
  Produits chimiques     418     369     1 198     1 211
  Éliminations/Autres     (1 908)     (1 637)     (5 185)     (5 212)
  Total     8 594     8 336     24 566     23 384
                         
Achats de pétrole brut et de produits                        
  Secteur amont     1 307     593     3 030     2 354
  Secteur aval     5 789     5 818     16 788     16 073
  Produits chimiques     295     254     826     850
  Éliminations     (1 907)     (1 639)     (5 184)     (5 220)
  Achats de pétrole brut et de produits     5 484     5 026     15 460     14 057
                         
Frais de production et de fabrication                         
  Secteur amont     880     671     2 508     1 963
  Secteur aval     396     357     1 312     1 197
  Produits chimiques     50     46     157     138
  Éliminations     (1)     -     (3)     -
  Frais de production et de fabrication     1 325     1 074     3 974     3 298
                         
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration                        
  Secteur amont     1 765     1 376     6 272     3 793
  Secteur aval     51     27     128     80
  Produits chimiques     3     1     6     3
  Comptes non sectoriels     21     5     47     14
  Dépenses en immobilisations et frais d'exploration     1 840     1 409     6 453     3 890
                         
  Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus     30     21     74     67
                   

 

                         
              Annexe IV
                           
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
                           
                           
Données d'exploitation     Troisième trimestre     Neuf mois
        2013     2012     2013     2012
                           
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)                        
(en milliers de barils par jour)                        
  Cold Lake     147     152     152     154
  Syncrude     57     78     63     70
  Classique     22     19     21     20
  Kearl     23     -     9     -
  Total de la production de pétrole brut     249     249     245     244
  LGN mis en vente     4     4     4     5
  Total de la production de pétrole brut et de LGN     253     253     249     249
                           
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)     211     188     201     194
                           
Production brute d'équivalent pétrole (a)                        
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)     288     285     283     281
                           
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)                        
  Cold Lake     115     126     126     120
  Syncrude     56     75     62     67
  Classique     18     15     17     15
  Kearl     21     -     8     -
  Total de la production de pétrole brut     210     216     213     202
  LGN mis en vente     3     3     3     3
  Total de la production de pétrole brut et de LGN     213     219     216     205
                           
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)     201     182     188     197
                           
Production nette d'équivalent pétrole (a)                        
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)     246     249     247     238
                           
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)     201     191     201     200
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)     15     -     5     -
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)     9     5     9     8
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)     178     185     168     183
                           
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)                        
  Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril)      93,48      77,25      83,57      77,43 
  Prix touché pour les LGN (le baril)      41,91      38,43      36,19      43,76 
  Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes)      2,66      2,18      3,21      2,12 
  Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril)      113,63      90,25      102,98      93,04 
  Prix touché pour le bitume (le baril)      81,21      59,86      63,86      61,07 
                           
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)      451     449     439     424
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)     89     89     87     84
                           
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)                        
  Essence (essence automobile)     231     240     221     220
  Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats)      159     161     156     148
  Mazout lourd      29     34     31     30
  Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres)      48     58     43     42
  Ventes nettes de produits pétroliers      467     493     451     440
                           
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)     242     252     725     780
                           
                           
(a) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille barils

 

                 
        Annexe V
                 
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
TROISIÈME TRIMESTRE DE 2013
                 
                 
                Bénéfice net
        Bénéfice net (PCGR des É.-U.)       par action ordinaire
        (en millions de dollars canadiens)       (en dollars)
                 
2009                
Premier trimestre       289        0,34 
Deuxième trimestre       209        0,25 
Troisième trimestre       547        0,64 
Quatrième trimestre       534        0,63 
Année       1 579        1,86 
                 
                 
2010                
Premier trimestre       476        0,56 
Deuxième trimestre       517        0,61 
Troisième trimestre       418        0,49 
Quatrième trimestre       799        0,95 
Année       2 210        2,61 
                 
                 
2011                
Premier trimestre       781        0,92 
Deuxième trimestre       726        0,86 
Troisième trimestre       859        1,01 
Quatrième trimestre       1 005        1,19 
Année       3 371        3,98 
                 
2012                
Premier trimestre       1 015        1,20 
Deuxième trimestre       635        0,75 
Troisième trimestre       1 040        1,22 
Quatrième trimestre       1 076        1,27 
Année       3 766        4,44 
                 
2013                
Premier trimestre       798        0,94 
Deuxième trimestre       327        0,39 
Troisième trimestre       647        0,76 
                 

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Renseignements :

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