L'Impériale déclare une perte de 101 M$ au premier trimestre 2016

  • La production a augmenté de 26 pour cent, à un record de 399 000 barils par jour
  • Les coûts unitaires du secteur Amont ont baissé de 25 pour cent
  • La vente des stations-service de la compagnie a rapporté 2,8 milliards $

CALGARY, le 29 avril 2016 /CNW/ -

             
    Premier trimestre
(en millions de dollars, sauf indication contraire)   2016   2015                  %
             
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)   (101)   421   (124)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire   (0,12)   0,50   (124)
- compte tenu d'une dilution (en dollars)      
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration   408   1 050   (61)

Dans ce qui continue d'être un contexte économique difficile, la compagnie a réalisé des progrès importants concernant ses priorités stratégiques. Plus précisément, nous avons connu une forte croissance de la production pour le secteur Amont, obtenant un niveau record pour un trimestre en termes de production de liquides, et nous avons accru notre capacité de raffinage, optimisant la valeur comptable des actifs existants. Nous avons également annoncé la vente de nos établissements restants, achevant ainsi notre conversion en un modèle d'exploitation de distributeurs de marque. On s'attend à ce que les transactions soient finalisées d'ici la fin 2016, évaluées à 2,8 milliards $, sujettes aux approbations réglementaires.

La compagnie a enregistré une perte estimée à 101 millions $ au premier trimestre 2016, ou 0,12 $ par action, comparativement à un bénéfice net de 421 millions $, ou 0,50 $ par action, pour la même période en 2015. La forte baisse des prix mondiaux du pétrole brut, survenue la dernière fois il y a plus de dix ans, est la raison principale de la perte du premier trimestre.

« Prenant en compte les conditions incertaines du marché, particulièrement celles du secteur Amont, notre priorité demeure sur ce que nous pouvons contrôler, » a déclaré Rich Kruger, président et chef de la direction. « Notre modèle de gestion intégré et notre solide bilan continuent de soutenir la résilience de l'Impériale tout au long du cycle des prix des matières premières, assurant ainsi notre bon positionnement pour le futur. »

L'Impériale continue de réduire les coûts financiers d'exploitation et d'augmenter sa sélection des dépenses en immobilisations. Les coûts unitaires du secteur Amont ont baissé de 25 pour cent par rapport au premier trimestre 2015, reflétant des efforts continus pour réduire les dépenses d'exploitation tout en augmentant la production et en améliorant la fiabilité. Les dépenses en immobilisations ont également été en forte baisse par rapport à 2015, associées à l'achèvement réussi de projets d'expansion du secteur Amont et à un examen accru des investissements discrétionnaires.

La qualité élevée des actifs de l'Impériale, ses investissements disciplinés, sa bonne gestion des coûts ainsi que sa quête incessante de l'excellence opérationnelle lui permettent de fournir de la valeur aux actionnaires à long terme, malgré les conditions à court terme du marché.

Faits saillants du premier trimestre

  • La perte nette a été de 101 M$, ou 0,12 $ par action, sur une base diluée, en baisse par rapport au bénéfice net de 421 M$, ou 0,50 $ par action, du premier trimestre 2015.
  • La production s'est établie en moyenne à 421 000 barils d'équivalent pétrole brut par jour, soit une hausse de 26 % par rapport aux 333 000 barils au cours de la même période en 2015. La compagnie a établi son nouveau record de production de liquides pour un trimestre.
  • Le débit moyen des raffineries a été de 398 000 barils par jour, contre 393 000 barils par jour au premier trimestre 2015, grâce à la priorité placée sur la fiabilité. L'utilisation de la capacité a augmenté, atteignant 94 pour cent.
  • Les ventes de produits pétroliers étaient de 469 000 barils par jour, par rapport à 474 000 barils par jour lors du premier trimestre 2015. Alors que nous privilégions la croissance sur les marchés canadiens rentables, nous continuons de détenir une importante part du marché national dans tous les segments de produits.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 49 M$, en baisse de 232 M$ par rapport au premier trimestre 2015. Cette baisse est attribuable principalement au recul des prix mondiaux du pétrole brut.
  • Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont totalisé 408 M$, en baisse de 642 M$ par rapport au premier trimestre 2015, reflétant le bon achèvement de projets de croissance en Amont, la priorité donnée à la réduction des coûts liés au marché et un examen accru des investissements discrétionnaires.
  • Au cours du trimestre, la production moyenne de bitume de Kearl a atteint 194 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 138 000 barils), soit plus du double des 95 000 barils par jour au premier trimestre 2015 (67 000 barrels étant la part de l'Impériale). La production totale a baissé de 4 pour cent par rapport au quatrième trimestre 2015 en conséquence des activités d'entretien. Depuis son lancement, le bitume dilué de Kearl continue d'être commercialisé largement; il est actuellement traité dans plus de 35 raffineries.
  • La production de bitume de Cold Lake s'est chiffrée à 165 000 barils par jour, en moyenne, au cours du trimestre, par rapport à 152 000 barils par jour pour la même période en 2015, alors que la production augmentée de Nabiye a été partiellement compensée par le cycle de la base opérationnelle.
  • La production moyenne de Syncrude s'est établie à 80 000 barils par jour au cours du premier trimestre (la part de l'Impériale), en hausse par rapport aux 73 000 barils par jour lors du premier trimestre 2015. Le rendement de Syncrude a été appuyé par les efforts continus concernant l'amélioration de la fiabilité des actifs. Début avril, Syncrude a lancé un plan d'entretien de six semaines pour l'une de ses trois usines de cokéfaction.
  • Projet d'expansion de Cold Lake en attente d'approbations réglementaires. Les 50 000 barils par jour proposés in situ utiliseront la technologie de l'ajout de solvant à la séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (AS-SGSIV) pour récupérer les ressources de bitume de la concession existante de Cold Lake. Cette technologie, en projet pilote positif depuis 2010, devrait réduire les émissions de gaz à effet de serre de 25 pour cent par rapport aux méthodes SGSIV existantes. Une réduction similaire d'utilisation de l'eau est également attendue. Sujette aux approbations réglementaires en temps opportun et à une conjoncture favorable, la construction devrait démarrer dès 2019, avec le début de la production prévu pour 2022. Aucune décision définitive d'investissement n'a été prise à ce jour.
  • Des distributeurs de la marque Esso achèteront les stations-service appartenant à la compagnie restantes pour le montant de 2,8 milliards $. Cinq distributeurs existants ont signé des ententes pour prendre possession et exploiter les 497 stations-service appartenant encore à l'Impériale. L'Impériale continuera d'investir dans la croissance de la marque Esso par le biais de l'innovation dans les produits pétroliers, leur commercialisation et les programmes de fidélité. Une fois les transactions finalisées, le réseau entier de 1 700 établissements de marque Esso sera exploité selon le modèle d'exploitation de grossistes sous marque. On s'attend à ce que les transactions soient finalisées d'ici la fin 2016, sujettes aux approbations réglementaires.
  • Notre programme des Médailles Esso au mérite sportif et des certificats de participation récompense 300 000 joueurs de hockey mineur qui démontrent l'esprit sportif aussi bien dans la patinoire qu'en dehors. Cette année, plus de 350 000 cartes Esso de remise sur le carburant ont été données à des familles lors d'événements de Hockey Canada. En janvier, l'Impériale a parrainé la Semaine du hockey mineur Esso à Calgary, le plus grand tournoi de hockey mineur au monde pour la 37e année consécutive.

Comparaison des premiers trimestres de 2016 et de 2015

La perte nette de la compagnie au premier trimestre 2016 a été de 101 M$ ou 0,12 $ par action sur une base diluée, comparativement au bénéfice net de 421 M$ ou 0,50 $ par action pour la même période de l'année dernière.

Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 448 M$ au cours du premier trimestre, contre une perte nette de 189 M$ pour la même période en 2015. Les résultats du premier trimestre 2016 ont reflété une baisse en matière de réalisations d'environ 355 M$, partiellement compensée par l'effet de la faiblesse du dollar canadien d'environ 70 M$.

La valeur moyenne du West Texas Intermediate  (WTI) s'est établie à 33,63 $ US le baril au premier trimestre en 2016, une baisse par rapport au prix de 48,57 $ US le baril au cours de la même période en 2015.  Le  Western Canada Select (WCS), pour sa part, valait en moyenne 19,30 $ US ou 33,88 $ US le baril, respectivement, au cours des mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s'est élargi pour atteindre 43 pour cent au cours du premier trimestre 2016, en raison du surplus mondial de barils de pétrole brut auquel donnait accès la côte américaine du golfe du Mexique.

Au cours du premier trimestre 2016, le dollar canadien s'est affaibli par rapport au dollar américain, reflétant principalement le prix du pétrole brut. Le dollar canadien valait en moyenne 0,73 $ US au premier trimestre 2016, soit une baisse de 0,08 $ US depuis le premier trimestre 2015.

Les réalisations moyennes de l'entreprise en dollars canadiens pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont essentiellement décliné en ligne avec les références nord-américaines, ajustées pour les changements du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume au premier trimestre 2016 était de 11,92 $ le baril, soit une baisse de 15,48 $ le baril par rapport au premier trimestre 2015. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 46,32 $ le baril, soit une baisse de 9,49 $ le baril pour la même période en 2015.

La production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à 194 000 barils par jour au cours du premier trimestre (la part de l'Impériale se chiffrant à 138 000 barils), en hausse par rapport aux 95 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 67 000 barils) lors du premier trimestre 2015, reflétant le démarrage rapide du projet d'expansion de Kearl et la poursuite de l'amélioration de la fiabilité du développement initial.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 165 000 barils par jour au premier trimestre, en regard de 152 000 barils par jour pour la même période de l'exercice précédent. Les volumes incrémentiels de Nabiye ont compensé le cycle de la base opérationnelle.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 80 000 barils par jour, en hausse de 73 000 barils par rapport au premier trimestre de 2015.

Le secteur Aval a enregistré un bénéfice net de 320 M$ au cours du premier trimestre, contre 565 M$ pour la même période en 2015. Les résultats ont diminué principalement à cause du recul des marges des raffineries d'environ 395 M$, partiellement compensés par l'effet positif de la faiblesse du dollar canadien, environ 120 M$.

Le débit moyen des raffineries a été de 398 000 barils par jour, contre 393 000 barils par jour au premier trimestre de 2015, grâce à la priorité placée sur la fiabilité. L'utilisation de la capacité a augmenté, arrivant à 94 pour cent.

Les ventes de produits pétroliers étaient de 469 000 barils par jour, par rapport à 474 000 barils par jour lors du premier trimestre de 2015.

Le bénéfice net des produits chimiques était de 49 M$ au premier trimestre, contre 66 M$ pour la même période en 2015.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes de compagnie et non sectoriels ont affiché un solde négatif de 22 M$ au premier trimestre, comparativement à un solde négatif de 21 M$ pour la période correspondante de 2015.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 49 M$ au premier trimestre, comparativement à 281 M$ pour la période correspondante de 2015, reflétant des revenus inférieurs attribuables au recul des prix mondiaux du pétrole brut.

Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties nettes de 358 M$ au premier trimestre, comparativement à 1 002 M$ au cours de la période correspondante de 2015, représentant la baisse des acquisitions d'immobilisations corporelles.

Les activités de financement ont donné lieu à des rentrées de liquidités de 261 M$ au premier trimestre, comparativement à 566 M$ de liquidités issues des activités de financement au premier trimestre 2015. Les dividendes payés au cours du premier trimestre 2016 étaient de 119 M$. Les dividendes par action versés au premier trimestre se sont élevés à 0,14 $ comparativement à 0,13 $ pour la période correspondante de 2015.

Le solde de trésorerie s'élevait à 155 M$ au 31 mars 2016, comparativement à 60 M$ à la fin du premier trimestre 2015.

Des données financières et d'exploitation clé 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 financiers et d'exploitation 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; à la durée 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; la disponibilité et l'allocation de capitaux; les taux de change; les événements politiques ou l'évolution de la réglementation; les calendriers des projets; l'issue de négociations commerciales; l'obtention en temps opportun de l'approbation des organismes de réglementation et de tierces parties; les interruptions opérationnelles imprévues; les développements technologiques inattendus; et d'autres facteurs analysés sous la rubrique 1A du formulaire 10-K le plus récent de l'Impériale. Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d'incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d'autres sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à l'Impériale. Les résultats réels de l'Impériale peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prévisionnels, et les lecteurs sont priés de ne pas s'y fier aveuglément. L'Impériale ne s'engage aucunement à publier une mise à jour de toute révision des prévisions contenues aux présentes, sauf si la loi l'exige.

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
PREMIER TRIMESTRE 2016
           
           
      Trois mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire   2016   2015
           
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)        
  Total des produits et des autres revenus   5 222   6 203
  Total des dépenses   5 371   5 642
  Bénéfice (perte) avant impôts   (149)   561
  Impôts sur le bénéfice   (48)   140
  Bénéfice (perte) net   (101)   421
           
  Bénéfice (perte) net par action ordinaire (dollars)   (0,12)    0,50
  Bénéfice (perte) net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (dollars)   (0,12)    0,50
           
Autres données financières        
  Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation 388   377
           
  Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts   24   23
           
  Total de l'actif au 31 mars   43 185   41 608
           
  Total du passif au 31 mars   8 895   7 548
  Couverture des intérêts par le bénéfice        
    (nombre de fois couverts)    12,0    51,7
           
  Autres obligations à long terme au 31 mars   3 475   3 784
           
  Capitaux propres au 31 mars     23 346   22 707
  Capitaux engagés au 31 mars   32 259   30 276
  Rendement du capital moyen utilisé (a)        
    (pour cent)    2,0    11,3
           
  Dividendes déclarés sur les actions ordinaires        
    Total   119   110
    Par action ordinaire (dollars)    0,14    0,13
           
  Millions d'actions ordinaires en circulation        
    Au 31 mars    847,6    847,6
    Moyenne - compte tenu d'une dilution    850,4    850,5
           
           

(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
PREMIER TRIMESTRE 2016
       
       
    Trois mois
en millions de dollars canadiens 2016   2015
         
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période 155   60
         
Bénéfice (perte) net (101)   421
Ajustements au titre des éléments hors trésorerie :      
  Dépréciation et épuisement  424   317
  (Gain) perte à la vente d'actifs (30)   (26)
  Charge d'impôts futurs et autres (82)   18
Variations de l'actif et du passif liés aux activités d'exploitation (162)   (449)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation  49   281
         
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement (358)   (1 002)
  Produits associés à la vente d'actifs 33   25
         
Flux de trésorerie liés aux activités de financement 261   566
         

 

          Annexe III
           
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2016
           
           
      Trois mois
en millions de dollars canadiens 2016   2015
           
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)  
  Secteur Amont (448)   (189)
  Secteur Aval 320   565
  Produits chimiques 49   66
  Comptes non sectoriels et autres (22)   (21)
  Bénéfice (perte) net (101)   421
           
Revenus et autres produits      
  Secteur Amont 1 478   1 812
  Secteur Aval 4 194   4 955
  Produits chimiques 298   349
  Éliminations/Autres (748)   (913)
  Total   5 222   6 203
           
Achats de pétrole brut et de produits     
  Secteur Amont 818   838
  Secteur Aval 2 757   3 195
  Produits chimiques 159   182
  Éliminations (748)   (910)
  Achats de pétrole brut et de produits 2 986   3 305
           
Dépenses de production et de fabrication  
  Secteur Amont 909   950
  Secteur Aval 315   356
  Produits chimiques 47   53
  Éliminations -   -
  Dépenses de production et de fabrication 1 271   1 359
           
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
  Secteur Amont 346   890
  Secteur Aval 43   125
  Produits chimiques 6   12
  Comptes non sectoriels et autres 13   23
  Dépenses en immobilisations et frais d'exploration 408   1 050
           
  Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus 17   17
           

 

        Annexe IV
         
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2016
         
         
Données d'exploitation Trois mois
    2016   2015
         
Production brute de pétrole brut et de liquides de gaz naturel (LGN)      
(milliers de barils par jour)      
  Cold Lake 165   152
  Kearl 138   67
  Syncrude 80   73
  Classique 14   15
  Total de la production de pétrole brut 397   307
  LGN mis en vente 2   2
  Total de la production de pétrole brut et de LGN 399   309
         
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) 129   146
         
Production brute d'équivalent pétrole (a)      
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) 421   333
         
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)      
  Cold Lake 145   139
  Kearl 136   66
  Syncrude 80   69
  Classique 13   15
  Total de la production de pétrole brut 374   289
  LGN mis en vente 1   1
  Total de la production de pétrole brut et de LGN 375   290
         
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) 126   143
         
Production nette d'équivalent pétrole (a)      
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) 396   314
         
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) 221   207
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour) 179   82
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) 5   6
         
         
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)      
  Prix touché pour le bitume (le baril)  11,92    27,40
  Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril)  46,32    55,81
  Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril)  24,47    27,21
  Prix touché pour le LGN (le baril)  14,49    25,12
  Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes)  2,39    3,15
         
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour) 398   393
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) 94   93
         
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)      
  Essence (essence automobile) 246   234
  Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats) 171   187
  Mazout lourd 17   19
  Huiles lubrifiantes et autres produits (autres) 35   34
  Ventes nettes de produits pétroliers 469   474
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes) 230   225

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

 

                Annexe V
                 
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
PREMIER TRIMESTRE 2016
                 
                 
            Bénéfice (perte) net par
      Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)   action ordinaire - résultat dilué
      (en millions de dollars canadiens)     (dollars)
                 
                 
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
Troisième trimestre   479         0,56
Quatrième trimestre   102         0,12
Exercice     1 122         1,32
                 
                 
2016                
Premier trimestre   (101)         (0,12)

 

Après plus d'un siècle, l'Impériale reste un meneur de l'industrie en appliquant la technologie et l'innovation pour développer les ressources énergétiques canadiennes de manière responsable. En tant que principal raffineur de pétrole, important producteur de pétrole brut et de gaz naturel, un producteur pétrochimique clé et principal distributeur de combustibles du Canada, notre compagnie s'engage à respecter des normes élevées dans tous ses secteurs. 

 

 

SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

Renseignements :

(587) 476-7010


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