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

CALGARY, le 1er août 2013 /CNW/ -

	Deuxième trimestre				Six mois
(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2013	2012	%		2013		2012		%
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)	327	635	(49)		1 125		1 650		(32)
Bénéfice net par action ordinaire
- compte tenu d'une dilution (en dollars)	0,38	0,75	(49)		1,32		1,94		(32)
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration	1 637	1 308	25		4 613		2 481		86

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

Notre personnel a maintenu son engagement qui a permis de le classer au premier rang de l'industrie en matière de sécurité et de respect de l'environnement. De plus, plusieurs événements dignes de mention sont survenus au cours du trimestre, notamment la toute première production du projet d'exploitation des sables pétrolifères de Kearl et la décision de reconvertir la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Nous avons géré d'importantes activités d'entretien systématique à Cold Lake et à la raffinerie de Strathcona, et notre effectif à Calgary a répondu avec succès à la situation d'urgence lors des inondations récentes, assurant la continuité des opérations.

Le bénéfice net de l'Impériale pour le deuxième trimestre de 2013 s'est établi à 327 M$, comparativement à 635 M$ pour la période correspondante en 2012. Ce montant inclut une charge sans décaissement de 264 M$ liée à la décision relative à la raffinerie de Dartmouth.

La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole s'est établie à 276 000 barils par jour, soit une hausse de 7 000 barils par jour, et le débit de la raffinerie s'est établi en moyenne à 435 000 barils par jour, en hausse de 51 000 barils par jour par rapport à la même période de l'exercice précédent. Nous estimons qu'au cours de ce trimestre les volumes ont baissé de 11 000 barils par jour et de 40 000 barils par jour respectivement en raison de travaux d'entretien systématique considérables à Cold Lake et à Strathcona.

La production de bitume dilué de qualité transportable par pipeline extrait de l'un des trois trains de traitement par moussage paraffinique exclusifs à notre projet de calibre mondial de développement initial de Kearl a débuté le 26 avril 2013. Depuis, nous avons porté notre attention sur la synchronisation des installations tout en se dirigeant vers une exploitation stable. Nous sommes à intégrer les enseignements tirés de ces premiers efforts à la mise en service des trains de traitement suivants afin d'accroître l'efficacité des deux autres trains de traitement faisant partie du développement initial et des trois trains de traitement associés au projet d'expansion de Kearl.

Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration, qui se sont chiffrés à 1,6 G$ au deuxième trimestre, ont été consacrés principalement aux projets de croissance dans le secteur amont, incluant le projet d''expansion de Kearl et le projet Nabiye à Cold Lake, lesquels étaient achevés à 43 % et à 48 % respectivement au 30 juin 2013.

En juin, l'Impériale et ExxonMobil ont affecté 500 000 $ ensemble aux mesures d'intervention d'urgence prises à la suite des inondations survenues dans le sud de l'Alberta. Nous avons également fourni sans interruption du carburant aux marchés touchés et fait don de cartes d'essence Esso à la Croix-Rouge et à d'autres organismes d'intervention. En outre, des centaines de nos employés ont participé bénévolement à des initiatives de secours financées par la compagnie afin de venir en aide aux victimes de la catastrophe.

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

Faits saillants du deuxième trimestre

• Le bénéfice net de 327 M$ inclut une charge sans décaissement de 264 M$ pour la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Le bénéfice net du deuxième trimestre de 2012 avait été de 635 M$. Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée est de 0,38 $, en baisse de 0,37 $ par rapport au deuxième trimestre de 2012.
  
  
• La moyenne de la production de barils d'équivalent pétrole a été de 276 000 barils par jour, en hausse de 7 000 barils par jour par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. L'augmentation de la production à Kearl et à XTO Canada a compensé amplement l'impact des activités d'entretien systématique à Cold Lake.
  
  
• Le débit des raffineries a augmenté considérablement s'élevant à 435 000 barils par jour, mais les marges de raffinage ont baissé d'environ 25 %. La réduction de l'impact des activités d'entretien a fait augmenter le débit des raffineries de 51 000 barils par jour comparativement au même trimestre de 2012, mais la baisse des marges de raffinage reflète le rétrécissement de l'écart entre les prix du pétrole brut Brent et du pétrole brut WTI.
  
  
• Les dépenses en immobilisations qui se sont établies à 1 637 M ont été affectées principalement aux projets de croissance du secteur amont, plus précisément l'expansion de Kearl et le projet Nabiye à Cold Lake.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 738 M$, en regard de 1 317 M$ au cours du deuxième trimestre de 2012. Cette baisse est principalement attribuable à la constitution de stocks par suite de la réduction de la répartition de la capacité de transport de pétrole par pipeline et du démarrage du développement initial de Kearl. Cela contraste avec la diminution des stocks survenue durant la même période de 2012, à la suite des activités d'entretien systématique. Nous avons maintenu un bilan solide, la dette totale ne représentant que 23 % du capital au 30 juin 2013.
  
  
• La production a commencé au projet de développement initial de Kearl et le projet d'expansion avance comme prévu - La production du premier des trois trains de traitement par moussage paraffinique exclusifs à Kearl a débuté le 26 avril 2013. Le procédé permet de produire du bitume de qualité transportable par pipeline. Au cours du trimestre, l'accent a été mis sur la synchronisation des installations et la stabilisation des opérations, ce qui s'est soldé par l'optimisation de la filtration et du dosage de la mousse, des rapports solvant bitume et de la gestion des stocks de mousse et de minerai. Ces mesures d'optimisation sont mises en œuvre dans l'ensemble de l'exploitation ainsi que dans le cadre du projet d'expansion. L'augmentation graduelle de la production se poursuit, les travaux de remplissage des conduites ont progressé et les ventes de bitume dilué devraient débuter au cours du troisième trimestre. Bien qu'à ce jour, la production ait été relativement basse, nous comptons toujours atteindre une production de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour) plus tard en 2013. Le projet d'expansion de Kearl est maintenant réalisé à 43 %, il demeure conforme au calendrier prévu pour sa mise en œuvre vers 2015 et l'on s'attend à ce qu'il atteigne une production de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour).
  
  
• L'imposant projet de Cold Lake est terminé et le projet Nabiye avance conformément aux délais prévus - Les plus gros travaux d'entretien préventif jamais entrepris aux installations Mahkeses de Cold Lake ont été menés à terme en toute sécurité et avant la date prévue. Avec près de la moitié des modules de l'usine Nabiye se trouvant sur le chantier et les forages en cours sur les cinquième et sixième des sept plateformes, le projet était achevé à 48 % en date du 30 juin 2013 et progressait dans les délais, son démarrage étant prévu pour la fin de 2014, avec une production projetée de 40 000 barils par jour.
  
  
• Reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant - Le démarrage des installations reconverties, qui continueront de servir les clients de la côte Est, est prévu pour plus tard en 2013. Cette décision, qui a donné lieu à une charge sans décaissement de 264 M$ après impôts, rehaussera la compétitivité à long terme du secteur aval.
  
  
• L'Impériale et ExxonMobil déposent une demande d'exportation de GNL - Le 19 juin 2013, West Coast Canada LNG Ltd., qui est une copropriété de la Pétrolière Impériale Ressources Ltée (50 %) et d'ExxonMobil Canada Ltd. (50 %), a déposé une demande auprès de l'Office national de l'énergie afin d'obtenir une licence l'autorisant à exporter 30 millions de tonnes par an de gaz naturel liquéfié. Cette demande offrira un point d'appui à la poursuite de l'évaluation de l'aménagement éventuel d'une installation de gaz naturel liquéfié sur la côte nord-ouest de la Colombie-Britannique.
  
  
• Le procédé d'injection cyclique de solvant (PICS) est reconnu comme étant une technologie révolutionnaire - Reconnaissant au projet la capacité de réduire considérablement la consommation d'énergie et d'eau grâce à l'extraction in situ du pétrole, le gouvernement de l'Alberta a annoncé une réduction de redevance de 10 M$ pour le projet pilote de l'Impériale à Cold Lake ayant trait au PICS.
  

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Comparaison des deuxièmes trimestres de 2013 et de 2012

Le bénéfice net de la compagnie a été de 327 M$ comparativement à 635 M$ pour le deuxième trimestre de 2012. Les résultats du deuxième trimestre de 2013 incluent une charge sans décaissement de 264 M$ pour la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt. Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été de 0,38 $, en baisse de 0,37 $ par rapport au deuxième trimestre de 2012.

Parmi les autres facteurs qui ont contribué à la baisse du bénéfice au cours du deuxième trimestre de 2013, mentionnons la contraction des marges de raffinage qui a retranché environ 285 M$ aux résultats, la hausse d'environ 90 M$ des frais d'exploitation liés au démarrage de Kearl, et la diminution de la production de bitume et la hausse des coûts d'entretien à Cold Lake qui ont totalisé environ 80 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par l'incidence favorable de l'amélioration des activités de raffinage et la diminution des activités d'entretien des raffineries, qui ont ajouté environ 220 M$ aux résultats, par la hausse des prix obtenus pour les liquides d'environ 130 M$ et par l'augmentation des volumes de production à Syncrude qui a ajouté environ 45 M$ aux résultats.

Le bénéfice net du secteur amont du deuxième trimestre s'est établi à 397 M$, en hausse de 37 M$ 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 130 M$, à l'augmentation de la production à Syncrude qui a compté pour environ 45 M$ et à la baisse des redevances d'environ 35 M$ par suite d'une hausse du recouvrement des coûts au titre des dépenses en capital. Ces facteurs ont été partiellement annulés par la hausse d'environ 90 M$ des frais d'exploitation liés au démarrage de Kearl. Il est toujours prévu que les ventes de bitume dilué provenant de Kearl débutent au troisième trimestre de 2013. Les résultats ont également souffert de la baisse de la production de bitume et de la hausse des coûts à Cold Lake totalisant environ 80 M$ en raison des activités d'entretien systématique.

L'écart entre les prix du Brent, un brut de référence courant sur les marchés pétroliers de la côte Atlantique, et du West Texas Intermediate (WTI), un brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain, s'est rétréci pour se limiter à 8,27 $ le baril en dollars américains au deuxième trimestre de 2013, comparativement à 14,86 $ 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 7 % et 12 %, respectivement. Le prix moyen en dollars canadiens obtenu pour le bitume au cours du deuxième trimestre de 2013 a également augmenté d'environ 15 %, passant à 65,66 $ le baril en raison du rétrécissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 3,50 $ le millier de pieds cubes au cours du deuxième trimestre de 2013, était en hausse de 1,70 $ le millier de pieds cubes par rapport à la même période de 2012.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 144 000 barils par jour, en baisse de 8 000 barils par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse des volumes est surtout attribuable aux travaux d'entretien préventif les plus importants jamais entrepris aux installations Mahkeses. Les travaux d'entretien ont été menés à terme avec succès, et l'usine a repris ses activités normales.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au cours du deuxième trimestre s'est élevée à 68 000 barils par jour, comparativement à 60 000 barils pour le deuxième trimestre de 2012. La hausse de la production résulte principalement de la baisse des activités d'entretien au cours du trimestre qui a été partiellement annulée par l'impact négatif des conditions météorologiques sur l'exploitation de la mine à la mi-juin. Les travaux d'entretien systématique de l'une des trois unités de cokéfaction initialement prévus plus tard cette année ont été devancés en juin et devraient être terminés au début du mois d'août.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 22 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre, en regard de 20 000 barils pour la période correspondante de 2012.

La production brute de gaz naturel au deuxième trimestre de 2013 a été de 204 millions de pieds cubes par jour, contre 195 millions de pieds cubes par jour au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse de la production reflète les apports de XTO Canada (anciennement Celtic) et du projet pilote de Horn River, qui ont compensé amplement la diminution naturelle du rendement des gisements.

Le 26 avril, la production du premier des trois trains de traitement par moussage paraffinique exclusifs à Kearl a débuté. Le procédé permet de produire du pétrole brut de qualité transportable par pipeline. Au cours du trimestre, le volume de production de Kearl a été faible, s'établissant à 4 000 barils par jour, étant donné que l'attention était concentrée sur la synchronisation des installations et la stabilisation des opérations. Les travaux de remplissage des conduites progressent bien et les ventes de bitume dilué devraient débuter au cours du troisième trimestre. Nous comptons atteindre une production de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de 78 000 barils par jour) plus tard en 2013.

Le bénéfice net du secteur aval affichait un solde négatif de 97 M$ au deuxième trimestre, en regard de 232 M$ pour le deuxième trimestre de 2012. Les résultats du deuxième trimestre de 2013 incluent une charge sans décaissement de 264 M$ après impôts pour la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Les résultats ont également souffert de la baisse des marges de raffinage, ce qui a amputé environ 285 M$ aux résultats par suite du rétrécissement de l'écart de prix entre le Brent et le WTI. Ces facteurs ont été atténués par l'effet favorable de l'amélioration des opérations de raffinage et la diminution des activités d'entretien des raffineries, qui ont ajouté environ 220 M$ aux résultats.

Le bénéfice net du secteur des produits chimiques a été de 42 M$ au deuxième trimestre contre 49 M$ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. La baisse des ventes des produits chimiques a été partiellement annulée par l'élargissement des marges sur le polyéthylène.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 15 M$ au deuxième trimestre, comparativement à un solde négatif de 6 M$ pour la période correspondante de 2012.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 738 M$ au cours du deuxième trimestre en regard de 1 317 M$ pour la période correspondante de 2012. Cette baisse est principalement attribuable aux effets de la réduction de la répartition de la capacité de transport de pétrole par pipeline et à la constitution de stocks par suite du démarrage du développement initial de Kearl, alors qu'au cours de la même période de 2012 les stocks avaient diminué à la suite d'activités d'entretien systématique.

Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties nettes de 1 562 M$ au cours du deuxième trimestre, comparativement à 1 224 M$ au cours de la période correspondante de 2012. Les acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles se sont établies à 1 616 M$ au cours du deuxième trimestre, en regard de 1 290 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 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. Le démarrage est prévu pour la fin de 2015. L'expansion du projet Nabiye à Cold Lake devrait accroître la production de plus de 40 000 barils de bitume par jour avant redevances. Le démarrage est prévu pour la fin de 2014.

Les activités de financement ont donné lieu à des rentrées de 1 043 M$ au deuxième trimestre, comparativement à des sorties de 142 M$ au cours du deuxième trimestre de 2012. Au cours du deuxième trimestre, la compagnie a augmenté le niveau de sa dette à long terme de 799 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 348 M$.

Les facteurs susmentionnés ont entraîné une hausse du solde de trésorerie de la compagnie, qui s'établissait à 542 M$ au 30 juin 2013, en regard de 482 M$ à la fin de 2012.

Faits saillants sur six mois

• Le bénéfice net s'est établi à 1 125 M$, en regard de 1 650 M$ en 2012. Ce résultat inclut une charge sans décaissement de 264 M$ après impôts pour la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire a été de 1,32 $, comparativement à 1,94 $ en 2012.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 335 M$, comparativement à 2 364 M$ en 2012.
  
  
• La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 280 000 barils par jour, en hausse de 1 000 barils par jour par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.
  
  
• Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 432 000 barils par jour, en hausse de 21 000 barils par jour par rapport à la même période de 2012.
  
  
• Les dividendes par action déclarés dans l'année se sont élevés à 0,24 $, tout comme en 2012.

Comparaison des premiers semestres de 2013 et de 2012

Le bénéfice net des six premiers mois de 2013 s'est établi à 1 125 M$ ou 1,32 $ par action sur une base diluée, en regard de 1 650 M$ ou 1,94 $ par action au premier semestre de 2012. Ce résultat inclut une charge sans décaissement de 264 M$ après impôts pour la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt.

Parmi les autres facteurs qui ont contribué à la baisse du bénéfice en 2013, mentionnons la baisse des marges de raffinage qui a retranché environ 155 M$ aux résultats, la hausse d'environ 145 M$ des frais d'exploitation liés au démarrage de Kearl, la baisse des prix obtenus pour les liquides qui a retranché environ 140 M$ aux résultats et la diminution de la production de bitume et la hausse des coûts d'entretien à Cold Lake qui ont totalisé environ 85 M$. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une baisse des redevances d'environ 195 M$ et par l'amélioration des activités de raffinage et la diminution des activités d'entretien des raffineries qui ont ajouté environ 105 M$ aux résultats.

Dans le secteur amont, le bénéfice net des six premiers mois de 2013 a été de 697 M$, soit 205 M$ de moins que pour la période correspondante de 2012. Ces résultats inférieurs découlent principalement de la hausse frais d'exploitation liés au démarrage de Kearl qui se sont élevées à environ 145 M$, de la baisse des prix touchés pour les liquides qui a retranché environ 140 M$ aux résultats, et de la diminution de la production de bitume et la hausse des coûts d'entretien à Cold Lake qui ont totalisé environ 85 M$. Ces facteurs ont été atténués par une baisse des redevances d'environ 195 M$.

L'écart entre les prix du Brent, un brut de référence courant sur les marchés pétroliers de la côte Atlantique, et du West Texas Intermediate (WTI), un brut de référence courant sur les marchés du centre du continent nord-américain, s'est rétréci pour se limiter à 13,15 $ le baril en dollars américains au cours du premier semestre de 2013, comparativement à 15,19 $ 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 1 % et 4 %, respectivement. Le prix moyen en dollars canadiens obtenu pour le bitume au cours des six premiers mois de 2013 a diminué d'environ 12 %, passant à 54,03 $ le baril en raison de l'élargissement de l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume de Cold Lake au cours de la première moitié de 2013. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel s'est établi à 3,50 $ le millier de pieds cubes au cours des six premiers mois de 2013; il était en hausse de 1,41 $ le millier de pieds cubes par rapport à la même période en 2012.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 154 000 barils par jour, contre 155 000 barils au cours du premier semestre de 2012. Cette légère baisse est attribuable aux activités d'entretien systématique à l'usine Mahkeses au cours du deuxième trimestre de 2013.

Au cours des six premiers mois de 2013, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée à 67 000 barils par jour, essentiellement la même que pour la période correspondante de 2012.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 20 000 barils par jour au cours du premier semestre de 2013, inchangée par rapport à la période correspondante de 2012.

La production brute de gaz naturel des six premiers mois de 2013 s'est élevée à 195 millions de pieds cubes par jour, essentiellement inchangée par rapport aux 197 millions de pieds cubes par jour pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Dans le secteur aval, le bénéfice net a été de 381 M$, en baisse de 306 M$ par rapport à la période correspondante de 2012. Les résultats du premier semestre de 2013 incluaient une charge sans décaissement de 264 M$ après impôts pour la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Les résultats ont également souffert des retombées négatives de la contraction des marges de raffinage, ce qui a retranché environ 155 M$ aux résultats en raison du rétrécissement de l'écart de prix entre le Brent et le WTI. 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 105 M$ aux résultats.

Le bénéfice net du secteur des produits chimiques a été de 77 M$, en baisse de 7 M$ par rapport à la période correspondante de 2012.

Pour les six premiers mois de 2013, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 30 M$, en regard d'un solde négatif de 23 M$ 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 de 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 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 les lecteurs sont prévenus 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 1
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2013
					Deuxième trimestre				Six 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				7 958		7 515		15 972		15 048
	Total des charges				7 526		6 675		14 470		12 856
	Bénéfices avant impôts sur les bénéfices				432		840		1 502		2 192
	Impôts sur les bénéfices				105		205		377		542
	Bénéfice net				327		635		1 125		1 650
	Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)				0,39		0,75		1,33		1,95
	Bénéfice net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars)				0,38		0,75		1,32		1,94
Autres données financières
	Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation				330		340		656		656
		Gain/(perte) à la vente d'actifs, après impôts			38		46		41		70
		Total de l'actif au 30 juin							34 974		27 241
		Total de la dette au 30 juin							5 072		1 205
		Ratio de couverture des intérêts par les bénéfices
		(nombre de fois)							117,3		255,9
		Autres obligations à long terme au 30 juin							4 196		3 856
		Capitaux propres au 30 juin							17 298		14 664
		Capital utilisé au 30 juin							22 393		15 895
		Rendement du capital moyen utilisé (a)
		(pourcentage)							16,5		23,4
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
		Total de la dette au 30 juin			102		102		204		204
		Par action ordinaire (en dollars)			0,12		0,12		0,24		0,24
		Millions d'actions ordinaires en circulation
			Au 30 juin						847,6		847,6
			Moyenne - compte tenu d'une dilution		850,8		851,6		850,7		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
DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2013
			Deuxième trimestre				Six mois
en millions de dollars canadiens			2013		2012		2013		2012
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin du trimestre			542		996		542		996
Bénéfice net			327		635		1 125		1 650
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
	Amortissement et épuisement		452		178		637		368
	(Gain)/perte à la vente d'actifs		(51)		(55)		(55)		(84)
	Charge d'impôts futurs et autres		141		169		170		217
Variations de l'actif et du passif d'exploitation			(131)		390		(542)		213
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation			738		1 317		1 335		2 364
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement			(1 562)		(1 224)		(4 497)		(2 288)
	Produit de la vente d'actifs		54		61		62		139
Flux de trésorerie liés aux activités de financement			1 043		(142)		3 222		(282)

 

									Annexe III
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2013
			Deuxième trimestre				Six mois
en millions de dollars canadiens			2013		2012		2013		2012
Bénéfice net (PCGR des É.-U.)
	Secteur amont		397		360		697		902
	Secteur aval		(97)		232		381		687
	Produits chimiques		42		49		77		84
	Comptes non sectoriels		(15)		(6)		(30)		(23)
	Bénéfice net		327		635		1 125		1 650
Produits et autres revenus
	Secteur amont		2 446		2 059		4 600		4 551
	Secteur aval		6 627		6 648		13 869		13 230
	Produits chimiques		400		416		780		842
	Éliminations/Autres		(1 515)		(1 608)		(3 277)		(3 575)
	Total		7 958		7 515		15 972		15 048
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur amont		866		740		1 723		1 761
	Secteur aval		5 379		5 234		10 999		10 255
	Produits chimiques		271		282		531		596
	Éliminations		(1 515)		(1 611)		(3 277)		(3 581)
	Achats de pétrole brut et de produits		5 001		4 645		9 976		9 031
Frais de production et de fabrication
	Secteur amont		881		701		1 628		1 292
	Secteur aval		534		499		916		840
	Produits chimiques		54		47		107		92
	Éliminations		(1)		-		(2)		-
	Frais de production et de fabrication		1 468		1 247		2 649		2 224
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
	Secteur amont		1 569		1 272		4 507		2 417
	Secteur aval		50		30		77		53
	Produits chimiques		2		1		3		2
	Comptes non sectoriels		16		5		26		9
	Dépenses en immobilisations et frais d'exploration		1 637		1 308		4 613		2 481
	Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus		21		18		44		46

 

									Annexe IV
COMPAGNIE  PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2013
Données d'exploitation			Deuxième trimestre				Six 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		144		152		154		155
	Syncrude		68		60		67		67
	Classique		22		20		20		20
	Kearl		4		-		2		-
	Total de la production de pétrole brut		238		232		243		242
	LGN mis en vente		4		4		4		4
	Total de la production de pétrole brut et de LGN		242		236		247		246
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			204		195		195		197
Production brute d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)			276		269		280		279
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
	Cold Lake		123		117		131		117
	Syncrude		68		60		66		63
	Classique		17		15		16		15
	Kearl		4		-		2		-
	Total de la production de pétrole brut		212		192		215		195
	LGN mis en vente		4		4		3		3
Total de la production de pétrole brut et de LGN			216		196		218		198
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			182		214		181		204
Production nette d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)			246		231		248		232
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)			188		200		201		204
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)			9		10		9		10
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			175		180		163		181
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
	Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril)		82,17		76,77		78,22		77,52
	Prix touché pour les LGN (le baril)		31,55		38,21		33,10		44,40
	Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes)		3,50		1,80		3,50		2,09
	Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril)		100,97		90,11		98,39		94,72
	Prix touché pour le bitume (le baril)		65,66		56,90		54,03		61,67
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)			435		384		432		411
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)			86		76		85		81
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
	Essence (essence automobile)		224		215		216		210
	Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats)		151		133		155		141
	Mazout lourd		36		32		32		28
	Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres)		49		34		40		34
	Ventes nettes de produits pétroliers		460		414		443		413
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)			243		263		483		528

(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 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

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

403-237-2710