L'Impériale déclare une perte de 181 M$ au deuxième trimestre de 2016

  • Réaction exhaustive de la compagnie aux incendies de végétation du nord de l'Alberta
  • Diminution de la production à hauteur de 60 000 barils par jour et recul du bénéfice net de 170 M$ en raison des incendies de végétation
  • Finalisation de grands travaux de maintenance prévus dans deux raffineries, entraînant une baisse du débit de 163 000 barils par jour

CALGARY, le 29 juill. 2016 /CNW/ -






Deuxième trimestre


Période de six mois

(en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire)

2016

2015

%


2016

2015

%

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

(181)

120

(251)


(282)

541

(152)

Bénéfice (perte) net par action ordinaire

(0,21)

0,14

(251)


(0,33)

0,64

(152)


- compte tenu d'une dilution (en dollars)


Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

335

819

(59)


743

1 869

(60)

 

Les résultats enregistrés par l'Impériale au deuxième trimestre ont été considérablement affectés par les incendies de végétation qui ont ravagé la région de Fort McMurray, en Alberta, et par les activités de maintenance prévues dans deux raffineries et ses mines d'exploitation de sables bitumineux.

« L'Impériale a réagi de manière exhaustive et rapide aux incendies de végétation qui ont touché le nord de l'Alberta, en gérant deux grandes priorités : aider les premiers intervenants et les membres des communautés touchées, et protéger notre effectif et nos installations », a déclaré Rich Kruger, président et chef de la direction.

La compagnie a pris à sa charge l'hébergement de centaines de personnes déplacées et a évacué en toute sécurité plus de 3 300 personnes par les airs. Par ailleurs, l'Impériale a fait don de 100 000 $ à la Croix-Rouge canadienne, a fourni 20 000 litres d'essence à la Gendarmerie royale du Canada et a distribué des cartes de remise pour du carburant Esso aux personnes évacuées.

« Même si nos installations n'ont pas été endommagées par les incendies, nos opérations de Kearl et de Syncrude ont été grandement affectées. La production de Kearl a été périodiquement stoppée au cours du mois de mai en raison des contraintes touchant les pipelines à l'entrée et à la sortie. Les opérations de Syncrude ont été arrêtées au début du mois de mai, ce qui a marqué le premier arrêt total du site en près de 40 ans d'existence, avec un redémarrage progressif des opérations à la mi-juin », a indiqué M. Kruger.

Au cours du trimestre, les activités ont également été impactées par des travaux de maintenance prévus aux sites de Kearl et de Syncrude et aux raffineries de Strathcona et de Nanticoke. Cette maintenance programmée a réduit la production de liquides d'environ 40 000 barils par jour (la part de l'Impériale) et a diminué le débit des raffineries d'environ 163 000 barils par jour au cours du trimestre. Par conséquent, les gains ont diminué d'environ 85 M$ par rapport au même trimestre en 2015.

La compagnie a enregistré une perte estimée à 181 M$ au deuxième trimestre de 2016, ou 0,21 $ par action, comparativement à un bénéfice net de 120 M$, ou 0,14 $ par action, pour la même période en 2015. Cette réduction s'explique par la baisse des prix mondiaux du pétrole brut et les impacts opérationnels liés aux incendies de végétation et aux activités de maintenance.

Dans le contexte économique actuel difficile, l'Impériale continue de se concentrer sur ce qu'elle peut contrôler. Au cours du premier semestre de 2016, les coûts unitaires du secteur Amont ont enregistré une baisse de 18 % par rapport au premier semestre de 2015, tandis que les dépenses en immobilisations de 743 M$ ont reculé de plus de 1,1 milliard $. La compagnie continuera de réduire les coûts d'exploitation tout en maintenant l'intégrité opérationnelle de ses actifs. En tenant compte des incertitudes qui persistent dans l'environnement commercial, la compagnie continuera d'examiner attentivement tous les investissements en capital discrétionnaires.

Faits marquants du deuxième trimestre

  • La perte nette s'est élevée à 181 M$, ou 0,21 $ par action, sur une base diluée, contre un bénéfice net de 120 M$, ou 0,14 $ par action, au deuxième trimestre de 2015. Les incendies de végétation au nord de l'Alberta ont considérablement impacté les résultats du trimestre, réduisant le bénéfice net d'environ 170 M$.

  • La production s'est établie en moyenne à 329 000 barils d'équivalent pétrole brut par jour, contre 344 000 barils par jour à la même période en 2015. Les incendies de végétation en Alberta ont réduit les volumes de production d'environ 60 000 barils par jour au cours du trimestre actuel. Si l'on exclut l'impact des incendies de végétation, la production au deuxième trimestre de 2016 aurait augmenté de 45 000 barils par jour, soit une croissance de 13 %.

  • Le débit moyen des raffineries était de 246 000 barils par jour, contre 373 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2015. Conformément à nos pratiques historiques, de grands travaux de maintenance prévus ont été achevés à Strathcona et Nanticoke. Le débit a été réduit d'environ 163 000 barils par jour en raison de ces activités de maintenance.

  • Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 470 000 barils par jour, contre 478 000 barils par jour lors du deuxième trimestre de 2015. L'Impériale a continué de veiller à garantir un approvisionnement fiable de produits à ses clients malgré les incendies et les travaux de maintenance prévus.

  • Le flux de trésorerie des activités d'exploitation s'est établi à 443 M$, soit une hausse de 66 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2015. Les effets positifs du fonds de roulement ont compensé la baisse des gains. Le flux de trésorerie des opérations a enregistré un recul d'environ 195 M$ en raison des incendies de végétation en Alberta.

  • Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont totalisé 335 M$, soit une baisse de 484 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2015. Les dépenses du premier semestre de 743 M$ ont reculé de plus de 1,1 milliard $ en lien avec l'achèvement de grands projets d'expansion dans le secteur Amont et l'amélioration de la sélection des investissements.

  • Au cours du trimestre, la production moyenne de bitume de Kearl a atteint 155 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 110 000 barils), en hausse par rapport aux 130 000 barils par jour enregistrés au cours du deuxième trimestre de 2015 (92 000 barils pour la part de l'Impériale). Les impacts combinés des incendies et des travaux de maintenance prévus ont diminué la production d'environ 64 000 barils par jour (la part de l'Impériale s'élevant à 45 000 barils). Les installations de Kearl n'ont pas été endommagées par les incendies et le cours normal des opérations a pu reprendre à la fin du mois de mai.

  • La production de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 163 000 barils par jour au cours du trimestre, en hausse par rapport aux 161 000 barils par jour enregistrés au trimestre correspondant de 2015. La production en hausse de Nabiye a été partiellement compensée par le cycle de la base opérationnelle. Les incendies n'ont pas eu d'effet sur les opérations de Cold Lake.

  • La production de Syncrude a atteint 18 000 barils par jour en moyenne au deuxième trimestre (la part de l'Impériale), contre 52 000 barils par jour pour la même période en 2015. Les incendies et les travaux de maintenance prévus ont réduit la production d'environ 54 000 barils par jour. En raison des incendies de végétation, le site de Syncrude a effectué un arrêt contrôlé de toutes les installations début mai, ce qui a marqué le premier arrêt complet du site en près de 40 ans d'existence. Un redémarrage progressif a commencé à la mi-juin et les travaux de maintenance prévus, qui avaient été suspendus en raison des incendies, ont été achevés. Le cours normal des opérations a repris au mois de juillet.

  • L'approbation réglementaire du projet de gaz de Mackenzie a été prorogée de sept ans. L'Office national de l'énergie (ONE) a accédé à la demande de l'Impériale visant à étendre le permis de construction de pipeline jusqu'à fin 2022. Cette extension permettra de savoir si les changements dans le marché du gaz naturel en Amérique du Nord, notamment l'impact potentiel des projets proposés de LGN, soutiendront le développement des réserves de gaz du delta du Mackenzie. La décision de l'ONE est soumise à l'approbation du gouvernement du Canada.

  • L'Impériale a réagi de manière exhaustive et rapide aux incendies de végétation qui ont ravagé le nord de l'Alberta, notamment par l'intermédiaire d'un don de 100 000 $ à la Croix-Rouge canadienne, d'un don de 20 000 litres d'essence à la Gendarmerie royale du Canada, d'une distribution de cartes de remise pour du carburant Esso (pour un montant total de 10 000 $) aux personnes évacuées, de la prise en charge de l'hébergement de centaines de personnes déplacées et de pompiers et du transport aérien de plus de 3 300 personnes évacuées, y compris des résidents de Fort McMurray.

Comparaison des deuxièmes trimestres de 2016 et de 2015

La perte nette de la compagnie au deuxième trimestre de 2016 a été de 181 M$ ou 0,21 $ par action sur une base diluée, comparativement à 120 M$ ou 0,14 $ par action pour la même période de l'année dernière. Les incendies de végétation au nord de l'Alberta ont considérablement impacté les résultats du trimestre, réduisant le bénéfice net d'environ 170 M$.

Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 290 M$ au cours du deuxième trimestre, contre une perte nette de 174 M$ pour la même période en 2015. Les résultats enregistrés au deuxième trimestre de 2016 ont reflété une baisse en matière de réalisations d'environ 500 M$, l'impact des incendies de végétation au nord de l'Alberta sur les activités de Syncrude et de Kearl à hauteur de 155 M$ et l'augmentation de la dépense d'amortissement d'environ 50 M$. Ces facteurs ont été partiellement compensés par la hausse des volumes de Kearl et de Cold Lake (qui se sont chiffrés à environ 105 M$), l'effet de la faiblesse du dollar canadien (environ 65 M$) et l'effet favorable de la baisse des redevances (environ 50 M$). Le bénéfice enregistré au deuxième trimestre de 2015 reflétait une augmentation des impôts sur le revenu des sociétés en Alberta d'environ 327 M$.

West Texas Intermediate (WTI) s'est établi en moyenne à 45,64 USD par baril au deuxième trimestre de 2016, contre 57,90 USD par baril au cours du trimestre correspondant en 2015. Western Canada Select (WCS) s'est établi en moyenne à 32,36 USD par baril, contre 46,41 USD par baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s'est creusé à 29 % au deuxième trimestre de 2016, comparativement à 20 % pour la même période en 2015.

Au cours du deuxième trimestre de 2016, le dollar canadien a reculé face au dollar américain par rapport à la même période en 2015. Le dollar canadien valait en moyenne 0,78 USD au deuxième trimestre de 2016, soit une baisse de 0,03 USD par rapport au deuxième trimestre de 2015.

Les réalisations moyennes de l'Impériale en dollars canadiens pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont reculé de manière essentiellement conforme aux références nord-américaines, ajustées en fonction des variations du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est élevé à 29,45 $ par baril pour le deuxième trimestre de 2016, soit une baisse de 19,71 $ par baril par rapport au deuxième trimestre de 2015. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 58,58 $ le baril, soit une baisse de 16,62 $ pour la même période en 2015. 

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 163 000 barils par jour au deuxième trimestre, en regard de 161 000 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 production moyenne brute de bitume à Kearl s'est établie à 155 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre (la part de l'Impériale se chiffrant à 110 000 barils), contre 130 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 92 000 barils) lors du deuxième trimestre de 2015. La production de Kearl a été réduite au cours du trimestre actuel de 64 000 barils par jour (la part de l'Impériale s'élevant à 45 000 barils) en raison des incendies en Alberta et des activités de maintenance prévues.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 18 000 barils par jour, contre 52 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2015. La production de Syncrude a été réduite au cours du trimestre actuel de 54 000 barils par jour en raison des incendies en Alberta et des activités de maintenance prévues. 

Les revenus nets du secteur Aval étaient de 71 M$ au deuxième trimestre, contre 215 M$ pour la même période en 2015. Les résultats ont diminué principalement en raison de l'impact des arrêts planifiés en hausse de l'ordre de 115 M$ et de la baisse des marges sectorielles d'environ 45 M$.

Le débit moyen des raffineries était de 246 000 barils par jour, contre 373 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2015. La baisse était principalement liée aux activités d'entretien prévues aux raffineries de Strathcona et de Nanticoke. Si l'on exclut l'effet des travaux de maintenance prévus, l'utilisation de la capacité se chiffrait en moyenne à 97 %.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 470 000 barils par jour, contre 478 000 barils par jour lors du deuxième trimestre de 2015.

Les revenus nets du secteur Produits chimiques étaient de 55 M$ au deuxième trimestre, contre 69 M$ pour le même trimestre en 2015.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels et autres ont affiché un solde négatif de 17 M$ au deuxième trimestre, comparativement à un solde positif de 10 M$ pour la période correspondante de 2015.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 443 M$ au deuxième trimestre, contre 377 M$ pour la période correspondante de 2015. Les effets positifs du fonds de roulement ont compensé la baisse des résultats. 

Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties nettes de 297 M$ au deuxième trimestre, comparativement à 724 M$ au cours de la période correspondante de 2015, représentant l'achèvement de grands projets d'expansion dans le secteur Amont.

Les liquidités affectées aux activités de financement étaient de 106 M$ au cours du deuxième trimestre, contre 315 M$ au cours du deuxième trimestre de 2015. Les dividendes payés au cours du deuxième trimestre de 2016 s'élevaient à 118 M$. Les dividendes par action versés au deuxième trimestre se sont élevés à 0,14 $ comparativement à 0,13 $ pour la période correspondante de 2015.

Le solde de trésorerie s'élevait à 195 M$ au 30 juin 2016, comparativement à 28 M$ à la fin du deuxième trimestre de 2015.

Faits saillants du semestre

  • La perte nette s'est élevée à 282 M$, contre un bénéfice net de 541 M$ au cours de l'exercice précédent.

  • La perte nette par action ordinaire sur une base diluée a été de 0,33 $, contre un bénéfice net par action ordinaire de 0,64 $ en 2015.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 492 M$, comparativement à 658 M$ en 2015.

  • La moyenne de la production brute d'équivalent pétrole a été de 376 000 barils par jour, soit une hausse de 11 % par rapport aux 339 000 barils par jour pour la période correspondante de 2015.

  • Le débit moyen des raffineries était de 323 000 barils par jour, par rapport à 383 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2015.

  • Les dividendes par action déclarés depuis le début de l'exercice se sont élevés à 0,29 $, en hausse de 0,03 $ par action par rapport à 2015.

Comparaison du premier semestre de 2016 et de 2015

La perte nette au cours des six premiers mois de 2016 s'est établie à 282 M$ ou 0,33 $ par action sur une base diluée, comparativement à un bénéfice net de 541 M$ ou 0,64 $ par action au cours des six premiers mois de 2015.

Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 738 M$ au cours des six premiers mois de 2016, contre une perte nette de 363 M$ à la période correspondante de l'an passé. La perte enregistrée en 2016 a reflété une baisse en matière de réalisations d'environ 870 M$, l'impact des incendies de végétation au nord de l'Alberta sur les activités de Syncrude et de Kearl à hauteur de 155 M$ et l'augmentation de la dépense d'amortissement d'environ 105 M$. Ces facteurs ont été partiellement compensés par l'effet de la faiblesse du dollar canadien, environ 135 M$, la hausse des volumes de Kearl et de Cold Lake d'environ 130 M$, l'effet favorable de la baisse des redevances d'environ 80 M$ et la baisse de coûts de l'énergie, d'environ 60 M$. Le bénéfice enregistré au deuxième trimestre de 2015 reflétait une augmentation des impôts sur le revenu des sociétés en Alberta d'environ 327 M$.

West Texas Intermediate s'est établi en moyenne à 39,78 USD par baril au cours des six premiers mois de l'année 2016, contre 53,35 USD par baril au cours de la même période l'an passé. Western Canada Select s'est établi en moyenne à 25,88 USD par baril, contre 40,14 USD par baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s'est creusé à 35 % au cours du premier semestre 2016, comparativement à 25 % pour la même période en 2015.

Au cours du premier semestre de 2016, le dollar canadien a reculé face au dollar américain par rapport à la même période en 2015. Le dollar canadien valait en moyenne 0,75 USD au premier semestre de 2016, soit une baisse de 0,06 USD par rapport à la même période en 2015.

Les réalisations moyennes de l'Impériale en dollars canadiens pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont reculé de manière essentiellement conforme aux références nord-américaines, ajustées en fonction des variations du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est élevé à 20,76 $ par baril pour les six premiers mois de l'année 2016, soit une baisse de 18,39 $ par baril par rapport à la même période en 2015. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 48,59 $ le baril, soit une baisse de 15,30 $ pour la même période en 2015. 

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 164 000 barils par jour au premier semestre, en hausse par rapport aux 156 000 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 175 000 barils par jour au cours du premier semestre de 2016 (la part de l'Impériale se chiffrant à 124 000 barils), contre 113 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 80 000 barils). L'augmentation était attribuable au démarrage du projet d'expansion et à la fiabilité accrue du développement initial. La production de Kearl a été réduite de 32 000 barils par jour (la part de l'Impériale s'élevant à 23 000 barils) en raison des incendies en Alberta et des activités de maintenance prévues.

Au cours des six premiers mois de 2016, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 49 000 barils par jour, comparativement à 63 000 barils pour la période correspondante de 2015. La production de Syncrude a été réduite de 13 000 barils par jour en raison des incendies en Alberta et des activités de maintenance prévues.

Le bénéfice net du secteur Aval a été de 391 M$, contre 780 M$ pour la même période en 2015. Les résultats ont diminué en raison de la faiblesse des marges du secteur Aval, à environ 480 M$ et de l'impact des activités de maintenance en hausse d'environ 115 M$. Ces facteurs ont été partiellement compensés par les effets de la faiblesse du dollar canadien d'environ 130 M$ ainsi qu'une baisse des coûts d'exploitation ayant trait à la commercialisation des carburants d'environ 50 M$.

Le débit moyen des raffineries était de 323 000 barils par jour au cours des six premiers mois de l'année 2016, contre 383 000 barils au cours de la même période en 2015. L'utilisation de la capacité a diminué à 77 %, contre 91 % pour la même période en 2015. Cette baisse d'utilisation s'expliquait par la hausse des activités d'entretien en 2016.

Les ventes de produits pétroliers s'élevaient à 469 000 barils par jour au cours des six premiers mois de 2016, contre 476 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2015.

Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 104 M$, contre 135 M$ pour la même période en 2015.

Pour les six premiers mois de 2016, les comptes non sectoriels et autres ont affiché un solde négatif de 39 M$, comparativement à un solde négatif de 11 M$ au cours de l'exercice précédent.

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 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 dans ce rapport et 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 LIMITÉE








Deuxième trimestre

Six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2016

2015

2016

2015






Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)






Total des produits et des autres revenus

6 248

7 301

11 470

13 504


Total des dépenses

6 500

6 705

11 871

12 347


Bénéfice (perte) avant impôts

(252)

596

(401)

1 157


Impôts sur le bénéfice

(71)

476

(119)

616


Bénéfice (perte) net

(181)

120

(282)

541







Bénéfice (perte) net par action ordinaire (dollars)

(0,21)

0,14

(0,33)

0,64


Bénéfice (perte) net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (dollars)

(0,21)

0,14

(0,33)

0,64






Autres données financières






Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation

415

387

803

764







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

10

17

34

40







Total de l'actif au 30 juin



43 244

42 834







Total du passif au 30 juin



8 908

7 984


Couverture des intérêts par le bénéfice (nombre de fois couverts)



4,0

39,5







Autres obligations à long terme au 30 juin



3 455

3 973







Capitaux propres au 30 juin



23 072

22 759


Capitaux engagés au 30 juin



31 998

30 761


Rendement des capitaux utilisés moyens (en pourcentage) (a)



1,1

7,2







Dividendes déclarés sur les actions ordinaires







Total

127

110

246

220



Par action ordinaire (dollars)

0,15

0,13

0,29

0,26







Millions d'actions ordinaires en circulation







Au 30 juin



847,6

847,6



Moyenne - compte tenu d'une dilution

850,6

850,7

850,5

850,6






(a)   

Le rendement du capital utilisé correspond à la moyenne mobile du bénéfice net, coûts de financement après impôts non déduits,
divisée par la moyenne du capital utilisé sur les quatre derniers trimestres.

 






Annexe II







COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LIMITÉE














  Deuxième trimestre


       Six mois

en millions de dollars canadiens

2016

2015


2016

2015







Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

195

28


195

28







Bénéfice (perte) net

(181)

120


(282)

541

Ajustements au titre des éléments hors trésorerie :







Dépréciation et épuisement

407

335


831

652


(Gain) perte à la vente d'actifs

(13)

(25)


(43)

(51)


Charge d'impôts futurs et autres

(98)

254


(180)

272

Variations de l'actif et du passif d'exploitation

328

(307)


166

(756)

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

443

377


492

658







Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement

(297)

(724)


(655)

(1 726)


Produits associés à la vente d'actifs

17

65


50

90







Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(106)

315


155

881




























Annexe III





COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LIMITÉE









Deuxième trimestre


Six mois

en millions de dollars canadiens

2016

2015


2016

2015







Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)







Secteur Amont

(290)

(174)


(738)

(363)


Secteur Aval

71

215


391

780


Produits chimiques

55

69


104

135


Comptes non sectoriels et autres

(17)

10


(39)

(11)


Bénéfice (perte) net

(181)

120


(282)

541







Revenus et autres produits







Secteur Amont

1 733

2 517


3 211

4 329


Secteur Aval

4 790

5 459


8 984

10 414


Produits chimiques

317

373


615

722


Éliminations/autres

(592)

(1 048)


(1 340)

(1 961)


Total

6 248

7 301


11 470

13 504







Achats de pétrole brut et de produits







Secteur Amont

905

1 070


1 723

1 908


Secteur Aval

3 555

4 071


6 312

7 266


Produits chimiques

171

205


330

387


Éliminations

(590)

(1 051)


(1 338)

(1 961)


Achats de pétrole brut et de produits

4 041

4 295


7 027

7 600







Dépenses de production et de fabrication







Secteur Amont

838

953


1 747

1 903


Secteur Aval

421

392


736

748


Produits chimiques

51

50


98

103


Éliminations

-

-


-

-


Dépenses de production et de fabrication

1 310

1 395


2 581

2 754







Dépenses en immobilisations et frais d'exploration







Secteur Amont

250

704


596

1 594


Secteur Aval

64

96


107

221


Produits chimiques

8

4


14

16


Comptes non sectoriels et autres

13

15


26

38


Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

335

819


743

1 869








Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus

42

16


59

33






























Annexe IV







COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LIMITÉE



















Données d'exploitation

  Deuxième trimestre


         Six mois


2016

2015


2016

2015







Production brute de pétrole brut et de liquides de gaz naturel (LGN)






(milliers de barils par jour)







Cold Lake

163

161


164

156


Kearl

110

92


124

80


Syncrude

18

52


49

63


Classique

15

15


15

15


Total de la production de pétrole brut

306

320


352

314


LGN mis en vente

1

2


2

2


Total de la production de pétrole brut et de LGN

307

322


354

316







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

129

134


129

140







Production brute d'équivalent pétrole (a)

329

344


376

339

(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)












Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)







Cold Lake

132

142


139

140


Kearl

109

90


123

78


Syncrude

18

45


49

57


Classique

13

13


13

14


Total de la production de pétrole brut

272

290


324

289


LGN mis en vente

1

1


1

1


Total de la production de pétrole brut et de LGN

273

291


325

290







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

127

119


127

131







Production nette d'équivalent pétrole (a)

294

311


346

312

(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)












Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)

219

218


220

212

Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)

157

107


168

95

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)

5

6


5

6







Prix de vente moyens (en dollars canadiens)







Prix touché pour le bitume (le baril)

29,45

49,16


20,76

39,15


Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril)

58,58

75,20


48,59

63,89


Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril)

36,04

48,43


30,22

37,67


Prix touché pour le LGN (le baril)

13,70

8,57


14,10

17,17


Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes)

1,58

1,83


1,98

2,71







Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

246

373


323

383

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

58

89


77

91







Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)







Essence (essence automobile)

263

248


255

241


Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats)

158

163


164

175


Mazout lourd

8

15


13

17


Huiles lubrifiantes et autres produits (autres)

41

52


37

43


Ventes nettes de produits pétroliers

470

478


469

476







Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

232

242


462

467







(a) 

Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.

 



Annexe V




COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LIMITÉE







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)

Deuxième trimestre

(181)

(0,21)


(282)

(0,33)

 

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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