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

Pour les six mois clos le 30 juin 2014

CALGARY, le 31 juill. 2014 /CNW/ -

	Deuxième trimestre				Six mois
(en millions de dollars, sauf indication contraire)	2014	2013	%		2014		2013		%
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)	1 232	327	277		2 178		1 125		94
Bénéfice net par action ordinaire
- compte tenu d'une dilution (en dollars)	1,45	0,38	277		2,56		1,32		94
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration	1 398	1 637	(15)		2 632		4 613		(43)

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

Les résultats du deuxième trimestre de l'Impériale témoignent de l'attention soutenue accordée par l'entreprise aux principes commerciaux fondamentaux, ainsi qu'à une croissance rentable et responsable. Parmi les points saillants, il convient de souligner les excellents résultats opérationnels des secteurs Aval et Produits chimiques, de même que l'achèvement d'importants travaux d'entretien au sein des installations de Mahihkan, à Cold Lake, dans le secteur Amont. Par ailleurs, les progrès se sont poursuivis comme prévu pour les projets de croissance de l'entreprise dans le secteur Amont, à Kearl et à Nabiye.

Le bénéfice net du deuxième trimestre s'est établi à 1 232 M$, ou 1,45 $ par action, et comprend un gain de 478 M$ lié à la vente des participations de l'entreprise dans plusieurs actifs de production classiques du secteur Amont.

La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 287 000 barils par jour, en hausse de 11 000 barils par rapport à 2013, par suite d'une hausse de la production à Kearl, en grande partie annulée par les activités d'entretien planifié et non planifié à Syncrude, par les importants travaux d'entretien à Cold Lake et par l'incidence de la cession de gisements classiques. Au cours du trimestre, la production moyenne de Kearl a atteint 73 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffre à 52 000 barils), alors que la hausse significative de la production en juin a été annulée par l'entretien planifié et les projets d'amélioration de la fiabilité au début du trimestre.

Le débit des raffineries s'est élevé à 418 000 barils par jour, en hausse de 54 000 barils par rapport à 2013, chiffre ajusté pour ternir compte de la fermeture de la raffinerie de Dartmouth. L'énergie que nous avons consacrée à la fiabilité s'est traduite par un taux record d'utilisation de la capacité de raffinage : 99 %. Les ventes de produits pétroliers ont totalisé 481 000 barils par jour, en hausse de 5 % par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent.

Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration du deuxième trimestre se sont chiffrés à 1 398 M$. Les investissements ont été affectés principalement aux 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 90 % et à 89 % respectivement à la fin du trimestre. Les dépenses ont été entièrement financées au moyen des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation et de la cession de gisements classiques dans le secteur Amont.

Une étape importante a été atteinte au cours du trimestre, avec l'emménagement d'employés à Quarry Park, le premier des cinq nouveaux immeubles de bureaux de l'Impériale à Calgary. Ce complexe de style campus, dont l'occupation complète est prévue pour le début de 2016, améliorera la collaboration et l'innovation pour soutenir la croissance rentable à long terme de l'entreprise.

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Même après plus d'un siècle d'existence, l'Impériale demeure un acteur majeur dans la promotion de la technologie et de l'innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques du Canada de façon respectueuse. Principal raffineur de produits pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut et de gaz naturel, producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la distribution de carburant à l'échelle du pays, notre compagnie continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce, dans tous les secteurs d'activité.

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Faits saillants du deuxième trimestre

• Le bénéfice net s'est élevé à 1 232 M$, ou 1,45 $ par action, sur une base diluée comparativement à 327 M$, ou 0,38 $ par action pour le deuxième trimestre de 2013. Cette hausse de 277 % comprend un gain de 478 M$ lié à la vente des participations de la compagnie dans plusieurs actifs de production classiques du secteur Amont.
  
  
• La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 287 000 barils par jour, en hausse de 11 000 barils par rapport à 2013. Cette hausse est attribuable principalement à l'augmentation soutenue de la production à Kearl, en grande partie annulée par l'incidence importante des activités d'entretien à Syncrude et à Cold Lake et par la cession de gisements classiques.
  
  
• Le débit moyen des raffineries a été de 418 000 barils par jour contre 364 000 barils au deuxième trimestre de 2013, chiffre ajusté pour tenir compte de la fermeture de la raffinerie de Dartmouth. Témoignant des efforts importants que nous consacrons à la fiabilité, l'utilisation moyenne de la capacité de raffinage a atteint 99 %, en hausse de 13 % par rapport au deuxième trimestre de 2013.
  
  
• Les ventes de produits pétroliers étaient 481 000 barils par jour, en hausse de 21 000 barils au deuxième trimestre de 2013, ce qui concorde avec la stratégie de la compagnie visant à accroître ses ventes sur les marchés canadiens, qui sont rentables.
  
  
• Les bénéfices du secteur des Produits chimiques ont atteint un chiffre record pour le trimestre de 57 M$, en hausse de 15 M$ par rapport à la même période de 2013, par suite principalement de l'élargissement des marges de raffinage. De plus, le traitement des charges d'alimentation en éthane à un coût avantageux provenant de la formation de schiste de Marcellus a commencé vers la fin du trimestre.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 999 M$. Cette hausse de 261 M$ par rapport au deuxième trimestre de 2013 est attribuable à l'augmentation du bénéfice, en partie annulée par les effets du fonds de roulement. De plus, des produits de 732 M$ sur la cession d'actifs ont été perçus au cours du trimestre, lesquels proviennent principalement de la cession d'actifs de production classiques du secteur Amont.
  
  
• Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration, qui se sont chiffrés à 1 398 M$, ont été consacrés principalement aux projets d'expansion de Kearl et de croissance de Nabiye, à Cold Lake, dans le secteur Amont. Les dépenses ont été entièrement financées au moyen des flux de trésorerie des activités d'exploitation de la période courante et de la cession de gisements classiques dans le secteur Amont.
  
  
• La production de bitume à s'est établie en moyenne à 73 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffre à 52 000 barils), en regard de 70 000 barils (la part de l'Impériale était de 50 000 barils) au premier trimestre de 2014. La production du mois d'avril a accusé une forte baisse par rapport à la moyenne trimestrielle, en raison de l'entretien planifié et des projets d'amélioration de la fiabilité. La production a repris sa croissance au cours du reste du trimestre, pour atteindre en moyenne 85 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffre à 60 000 barils) au mois de juin. Grâce à cette hausse du débit de production, de nouvelles possibilités d'amélioration des installations ont été déterminées et seront mises en œuvre pour accroître nos objectifs de production.
  
  
• Le projet d'expansion de Kearl est achevé à 90 %. Le projet continue d'être en avance sur le calendrier, et son démarrage, prévu pour 2015, pourrait être devancé. On compte atteindre une production brute de 110 000 barils par jour (la part de l'Impériale sera de 78 000 barils par jour). Les enseignements tirés du développement initial sont pris en compte dans le projet d'expansion.
  
  
• Le projet Nabiye, à Cold Lake, est achevé à 89 %. Le démarrage du site, qui comprendra initialement l'injection de vapeur, est toujours prévu pour la fin de 2014, l'objectif étant d'atteindre une production de pointe de 40 000 barils par jour.
  
  
• Un accord a été conclu en vue de la location possible du site de GNL. L'Impériale et ExxonMobil Canada continuent d'étudier les plans d'un projet de gaz naturel liquéfié (GNL) sur la côte ouest de la Colombie-Britannique. Dans le cadre de ce processus, les deux compagnies ont conclu un accord avec la ville de Prince Rupert sur les conditions d'une option pour louer un éventuel terrain d'usine à Tuck Inlet.
  
  
• L'essai pilote du procédé d'injection cyclique de solvant (CSP) à Cold Lake est en cours. L'essai pilote évaluera le potentiel commercial du CSP, un procédé de récupération du bitume non thermique qui ne nécessite aucune injection d'eau ou de vapeur. Le CSP est une technique prometteuse mise au point par l'Impériale pour accroître la récupération du bitume tout en réduisant les émissions de gaz greehouse et la consommation d'eau.
  
  
• La vente de gisements de pétrole et de gaz classiques a été réalisée. La vente annoncée précédemment de participations de la compagnie dans des gisements situés à Boundary Lake, à Cynthia-West Pembina et à Rocky Mountain House, dans l'Ouest du Canada à Whitecap Resources Inc., a été conclue au deuxième trimestre de 2014.
  
  
• L'emménagement des premiers employés dans les nouveaux bureaux administratifs de l'Impériale est terminé. Le premier des cinq immeubles de style campus du complexe de Quarry Park, dans le sud-est de Calgary, est achevé. Tous les employés de Calgary seront réinstallés au début de 2016. Les nouveaux immeubles amélioreront la collaboration et l'innovation pour soutenir la croissance de la compagnie.

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Comparaison des deuxièmes trimestres de 2014 et de 2013

Le bénéfice net de la compagnie pour le deuxième trimestre de 2014 s'est élevé à 1 232 M$, ou 1,45 $ par action, sur une base diluée, comparativement à 327 M$, ou 0,38 $ par action, pour la période correspondante de l'exercice précédent.

Le bénéfice net du secteur Amont au deuxième trimestre s'est établi à 857 M$, soit 460 M$ de plus que lors de la période correspondante de 2013. Le bénéfice net du deuxième trimestre de 2014 comprend un gain de 478 M$ provenant de la cession d'actifs de production classiques du secteur Amont. Le bénéfice comporte une hausse d'environ 70 M$ attribuable à la dépréciation du dollar canadien et une augmentation d'environ 55 M$ grâce au prix moyen obtenu pour le bitume. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une hausse des redevances d'environ 70 M$. L'apport supplémentaire de la production de Kearl au deuxième trimestre a été en grande partie annulé par la baisse des volumes de production de Syncrude et de Cold Lake.

Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de pétrole brut synthétique a enregistré une hausse d'environ 11 % au deuxième trimestre de 2014 par rapport au trimestre correspondant de l'exercice précédent, passant de 100,97 $ le baril à 111,95 $ le baril. Cette hausse de prix fait suite à celle du prix de référence du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), qui a augmenté de 9 %, et à la dépréciation du dollar canadien. Le prix moyen obtenu pour le bitume en dollars canadiens par la compagnie au deuxième trimestre de 2014 était de 75,92 $ le baril contre 65,66 $ le baril au deuxième trimestre de 2013, l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume ayant rétréci. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 4,08 $ le millier de pieds cubes au deuxième trimestre de 2014, était en hausse de 0,58 $ le millier de pieds cubes par rapport à la même période de 2013.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 138 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2014, en regard de 144 000 barils pour la période correspondante de l'exercice précédent. La diminution de la production est imputable principalement aux activités d'entretien planifié et non planifié au site de Mahihkan. Les activités d'entretien planifié ont été menées à bien, et les activités opérationnelles ont pu reprendre normalement au début du troisième trimestre.

La production brute consécutive à la mise en valeur initiale de Kearl s'est établie à 73 000 barils par jour (la part de l'Impériale est de 52 000 barils) contre 70 000 barils par jour (la part de l'Impériale était de 50 000 barils) au premier trimestre de 2014. La production du mois d'avril a accusé une forte baisse par rapport à la moyenne trimestrielle, par suite de l'entretien planifié et des projets d'amélioration de la fiabilité. La production a repris sa croissance au cours du reste du trimestre pour atteindre en moyenne 85 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffre à 60 000 barils) au mois de juin.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude au deuxième trimestre s'est élevée à 51 000 barils par jour contre 68 000 barils au deuxième trimestre de 2013. La diminution de la production est imputable principalement à l'augmentation des activités d'entretien planifié et non planifié. Les activités d'entretien ont été menées à bien, et l'une des unités de cokéfaction révisées a été remise en service au cours du trimestre, alors que la deuxième l'a été au début du troisième trimestre.

La production brute de pétrole brut classique s'est établie en moyenne à 18 000 barils par jour au deuxième trimestre, comparativement à 22 000 barils pour la période correspondante de 2013. Le 1^er mai 2014, la compagnie a finalisé la vente de ses gisements classiques de pétrole et de gaz des sites de Boundary Lake, de Cynthia-West Pembina et de Rocky Mountain House, dans l'Ouest du Canada. La baisse du volume de production découle essentiellement de la cession de ces biens.

La production brute de gaz naturel du deuxième trimestre de 2014 a été de 158 millions de pieds cubes par jour, comparativement à 204 millions de pieds cubes pour la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant l'incidence des biens cédés.

Le bénéfice net du secteur aval s'est élevé à 366 M$ au deuxième trimestre, soit 463 M$ de plus qu'au trimestre correspondant de 2013. Les résultats du deuxième trimestre de 2013 comprenaient une charge de 264 M$ liée à la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Les résultats ont en outre progressé de 120 M$ par suite de l'amélioration de la fiabilité des raffineries, tandis que la hausse des marges de commercialisation et du volume des ventes y a contribué pour quelque 70 M$.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de 57 M$ au deuxième trimestre, en regard de 42 M$ pour le trimestre correspondant de l'exercice précédent. Les résultats du deuxième trimestre de 2014 ont été les meilleurs résultats trimestriels jamais enregistrés. Cette hausse est essentiellement attribuable à l'élargissement des marges sur le polyéthylène et à l'augmentation des ventes de ce produit.

Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 48 M$ au deuxième trimestre, comparativement à un solde négatif de 15 M$ pour la période correspondante de 2013. Cet écart est attribuable en grande partie aux variations des charges liées à la rémunération à base d'actions.

Le solde de trésorerie s'élevait à 171 M$ au 30 juin 2014, comparativement à 102 M$ à la fin du premier trimestre de 2014.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 999 M$ au deuxième trimestre, contre 738 M$ pour la période correspondante de 2013. L'augmentation des flux de trésorerie est principalement attribuable à l'augmentation du bénéfice, en partie annulée par les effets du fonds de roulement.

Les activités d'investissement du deuxième trimestre ont mobilisé des flux de trésorerie nets de 595 M$, comparativement à 1 562 M$ pour la période correspondante de 2013. Les acquisitions d'immobilisations corporelles se sont établies à 1 295 M$ au deuxième trimestre, comparativement à 1 616 M$ au trimestre correspondant de 2013. Les dépenses au cours du trimestre ont été axées principalement sur l'avancement des projets d'expansion des projets de Kearl et de Cold Lake.

Le produit de la vente d'actifs au deuxième trimestre s'est chiffré à 732 M$, lequel provient principalement de la cession d'actifs de production classiques du secteur Amont, comparativement à 54 M$ au cours du trimestre correspondant de 2013.

Les flux de trésorerie liés aux activités de financement ont donné lieu à des rentrées nettes de 335 M$ au deuxième trimestre, comparativement à des sorties nettes de 1 043 M$ au deuxième trimestre de 2013. Au deuxième trimestre, la compagnie a réduit sa dette à court terme en rachetant pour 223 M$ de ses billets de trésorerie en circulation. Les dividendes payés au deuxième trimestre de 2014 se sont élevés à 110 M$, soit 8 M$ de plus que pour la période correspondante de 2013. Les dividendes versés au deuxième trimestre se sont élevés à 0,13 $ par action, comparativement à 0,12 $ en 2013.

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Faits saillants sur six mois

• Le bénéfice net s'est élevé à 2 178 M$, comparativement à 1 125 M$ au cours de l'exercice précédent.
  
  
• Le bénéfice net par action ordinaire sur une base diluée a été de 2,56 $, comparativement à 1,32 $ en 2013.
  
  
• Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 2 084 M$, comparativement à 1 335 M$ en 2013.
  
  
• Les flux de trésorerie affectés au financement des activités, soit 1 738 M$, comprenaient des produits de 807 M$ sur la cession d'actifs, lesquels provenaient principalement de la cession d'actifs de production classiques du secteur Amont, comparativement à 62 M$ pour l'exercice précédent.
  
  
• La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole a été de 308 000 barils par jour, en regard de 280 000 barils pour la période correspondante de 2013.
  
  
• Le débit moyen des raffineries a été de 398 000 barils par jour, contre 360 000 barils pour la période correspondante de l'exercice précédent, chiffre ajusté pour tenir compte de la fermeture de la raffinerie de Dartmouth.
  
  
• Les dividendes par action déclarés pour le semestre se sont élevés à 0,26 $, en hausse de 0,02 $ par action par rapport à 2013.

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Comparaison des premiers semestres de 2014 et de 2013

Le bénéfice net du premier semestre de 2014 s'est établi à 2 178 M$, ou 2,56 $ par action, sur une base diluée, comparativement à 1 125 M$, ou 1,32 $ par action, au premier semestre de 2013.

Le bénéfice net du secteur Amont pour le premier semestre de 2014 était de 1 309 M$, en hausse de 612 M$ par rapport à la période correspondante de 2013. Les résultats de 2014 comprennent un gain de 478 M$ provenant de la cession d'actifs de production classiques du secteur Amont. Les résultats ont également progressé par suite de la hausse des prix obtenus pour les liquides, qui a compté pour environ 250 M$, et de la dépréciation du dollar canadien, qui a ajouté environ 155 M$ aux résultats. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une hausse des redevances d'environ 165 M$ et par une augmentation des coûts énergétiques de 55 M$ environ. L'apport supplémentaire de la production de Kearl a été en grande partie annulé par la baisse des volumes de production de Syncrude et de Cold Lake.

Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de pétrole brut synthétique était en hausse d'environ 11 % au premier semestre de 2014, par rapport au semestre correspondant de l'exercice précédent, passant de 98,39 $ le baril à 108,76 $ le baril. Cette hausse de prix reflète celle du prix de référence du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), qui a augmenté d'environ 7 %, et la dépréciation du dollar canadien. Le prix moyen obtenu pour le bitume en dollars canadiens par la compagnie au premier semestre était de 70,79 $ le baril contre 54,03 $ le baril pour la période correspondante de 2013, l'écart de prix entre le pétrole brut léger et le bitume ayant rétréci. Le prix moyen touché par la compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 5,49 $ le millier de pieds cubes au premier semestre de 2014, était en hausse de 1,99 $ le millier de pieds cubes par rapport à la même période de 2013.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est élevée en moyenne à 142 000 barils par jour au premier semestre, comparativement à 154 000 barils pour la période correspondante de 2013. Cette baisse est principalement attribuable à la nature cyclique de l'utilisation de vapeur et des procédés de production connexes, et à l'impact de plusieurs pannes de courant imprévues de compagnies tierces au premier trimestre et d'activités d'entretien planifié au deuxième trimestre.

La production brute consécutive à la mise en valeur initiale de Kearl au premier semestre de 2014 s'est établie à 72 000 barils par jour (la part de l'impériale est de 51 000 barils).

Au cours du premier semestre de 2014, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 62 000 barils par jour, comparativement à 67 000 barils pour la période correspondante de 2013. Cette baisse est principalement attribuable à l'accroissement des activités d'entretien.

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

La production brute de gaz naturel du premier semestre de 2014 a totalisé 181 millions de pieds cubes par jour, comparativement à 195 millions de pieds cubes pour la période correspondante de l'exercice précédent. Cette baisse découle essentiellement de l'impact de la cession de biens.

Le bénéfice net du secteur Aval s'est établi à 854 M$, en hausse de 473 M$ par rapport à la période correspondante de 2013. Les résultats du deuxième semestre de 2013 comprenaient une charge de 264 M$ liée à la reconversion de la raffinerie de Dartmouth en un dépôt de carburant. Les résultats ont en outre progressé de 220 M$ par suite de l'amélioration de la fiabilité des raffineries, de la hausse des marges de commercialisation et du volume des ventes (environ 85 M$) et de la dépréciation du dollar canadien (environ 50 M$). Ces facteurs ont été en partie annulés par la baisse des marges de raffinage, qui a retranché environ 150 M$ des résultats.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a été de 100 M$, le meilleur résultat semestriel jamais enregistré, en hausse de 23 M$ par rapport à la période correspondante de 2013. Cette hausse est principalement attribuable aux marges plus élevées obtenues sur tous les produits et à l'augmentation des ventes de polyéthylène.

Pour le premier semestre de 2014, les comptes non sectoriels ont affiché un solde négatif de 85 M$, comparativement à un solde négatif de 30 M$ au cours de l'exercice précédent. Cet écart est attribuable en grande partie aux variations des charges liées à la rémunération à base d'actions.

Des données financières et d'exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d'affaires, sont des énoncés prospectifs. Les résultats qui seront obtenus, notamment quant à la croissance de la demande et la combinaison de sources énergétiques; à la croissance et à la répartition de la production; aux plans, aux dates, aux coûts et aux capacités des projets; aux taux de production et à la récupération des ressources; aux économies de coûts; aux ventes de produits; aux sources de financement; ainsi qu'aux dépenses reliées aux immobilisations et à l'environnement sont susceptibles d'être considérablement différents en raison d'un certain nombre de facteurs comme les fluctuations du prix et de l'offre et la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques; les événements politiques ou l'évolution de la réglementation; les calendriers des projets; l'issue de négociations commerciales; l'obtention en temps opportun de l'approbation des organismes de réglementation et de tierces parties; les interruptions opérationnelles imprévues; les développements technologiques inattendus; et d'autres facteurs analysés sous la rubrique 1A du formulaire 10-K le plus récent de l'Impériale. Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur, et comportent un certain nombre de risques et d'incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d'autres sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à l'Impériale. Les résultats réels de l'Impériale peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prévisionnels, et les lecteurs sont priés de ne pas s'y fier aveuglément.

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

 

									Annexe I
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2014
			Deuxième trimestre				Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire			2014		2013		2014		2013
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
	Total des produits et autres revenus		10 049		7 958		19 275		15 972
	Total des charges		8 403		7 526		16 369		14 470
	Bénéfices avant impôts sur les bénéfices		1 646		432		2 906		1 502
	Impôts sur les bénéfices		414		105		728		377
	Bénéfice net		1 232		327		2 178		1 125
	Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)		1,45		0,39		2,57		1,33
	Bénéfice net par action ordinaire - après dilution (en dollars)		1,45		0,38		2,56		1,32
Autres données financières
	Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation		383		330		753		656
	Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts		480		38		496		41
	Total de l'actif au 30 juin						39 398		34 974
	Total de la dette au 30 juin						6 069		5 072
	Couverture de l'intérêt par le bénéfice
		(nombre de fois)					61,7		117,3
	Autres obligations à long terme au 30 juin						2 917		4 196
	Capitaux propres au 30 juin						21 519		17 298
	Capitaux utilisés au 30 juin						27 610		22 393
	Rendement du capital moyen utilisé (a)
		(pourcentage)					14,9		16,5
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
		Total	110		102		220		204
		Par action ordinaire (en dollars)	0,13		0,12		0,26		0,24
	Millions d'actions ordinaires en circulation
		Au 30 juin					847,6		847,6
		Moyenne - après dilution	850,7		850,8		850,6		850,7

(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 2014
			Deuxième trimestre				Six mois
en millions de dollars canadiens			2014		2013		2014		2013
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin du trimestre			171		542		171		542
Bénéfice net			1 232		327		2 178		1 125
Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie :
	Amortissement et épuisement		280		452		560		637
	(Gain) perte à la vente d'actifs		(640)		(51)		(660)		(55)
	Charge d'impôts futurs et autres		221		141		226		170
Variations de l'actif et du passif d'exploitation			(94)		(131)		(220)		(542)
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation			999		738		2 084		1 335
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement			(595)		(1 562)		(1 738)		(4 497)
	Produits associés à la vente d'actifs		732		54		807		62
Flux de trésorerie liés aux activités de financement			(335)		1 043		(447)		3 222

 

							Annexe III
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2014
			Deuxième trimestre				Six mois
en millions de dollars canadiens			2014		2013		2014		2013
Bénéfice net (PCGR des États-Unis)
	Secteur Amont		857		397		1 309		697
	Secteur Aval		366		(97)		854		381
	Produits chimiques		57		42		100		77
	Comptes non sectoriels		(48)		(15)		(85)		(30)
	Bénéfice net		1 232		327		2 178		1 125
Produits et autres revenus
	Secteur Amont		3 795		2 446		7 073		4 600
	Secteur Aval		7 278		6 627		14 366		13 869
	Produits chimiques		503		400		961		780
	Éliminations/Autres		(1 527)		(1 515)		(3 125)		(3 277)
	Total		10 049		7 958		19 275		15 972
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur Amont		1 430		866		2 835		1 723
	Secteur Aval		5 781		5 379		11 197		10 999
	Produits chimiques		351		271		670		531
	Éliminations		(1 527)		(1 515)		(3 125)		(3 277)
	Achats de pétrole brut et de produits		6 035		5 001		11 577		9 976
Frais de production et de fabrication
	Secteur Amont		987		881		2 016		1 628
	Secteur Aval		350		534		736		916
	Produits chimiques		53		54		114		107
	Éliminations		-		(1)		-		(2)
	Frais de production et de fabrication		1 390		1 468		2 866		2 649
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
	Secteur Amont		1 237		1 569		2 400		4 507
	Secteur Aval		135		50		183		77
	Produits chimiques		6		2		8		3
	Comptes non sectoriels		20		16		41		26
	Dépenses en immobilisations et frais d'exploration		1 398		1 637		2 632		4 613
	Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus		17		21		38		44

 

							Annexe IV
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2014
Données d'exploitation			Deuxième trimestre				Six mois
			2014		2013		2014		2013
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
	Cold Lake		138		144		142		154
	Syncrude		51		68		62		67
	Kearl		52		4		51		2
	Classique		18		22		20		20
	Total de la production de pétrole brut		259		238		275		243
	LGN mis en vente		2		4		3		4
	Total de la production de pétrole brut et de LGN		261		242		278		247
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			158		204		181		195
Production brute d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)			287		276		308		280
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
	Cold Lake		108		123		111		131
	Syncrude		47		68		58		66
	Kearl		47		4		47		2
	Classique		14		17		16		16
	Total de la production de pétrole brut		216		212		232		215
	LGN mis en vente		2		4		2		3
	Total de la production de pétrole brut et de LGN		218		216		234		218
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			155		182		168		181
Production nette d'équivalent pétrole (a)
(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)			244		246		262		248
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)			185		188		191		201
Ventes de brut fluidifié de Kearl  (en milliers de barils par jour)			69		-		65		-
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)			7		9		9		9
Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)			141		175		157		163
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
	Prix touché pour le pétrole brut classique (le baril)		62,85		82,17		67,61		78,22
	Prix touché pour les LGN (le baril)		40,87		31,55		55,44		33,10
	Prix touché pour le gaz naturel (le millier de pieds cubes)		4,08		3,50		5,49		3,50
	Prix touché pour le pétrole synthétique (le baril)		111,95		100,97		108,76		98,39
	Prix touché pour le bitume (le baril)		75,92		65,66		70,79		54,03
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)			418		435		398		432
Débit ajusté des raffineries (b) (en milliers de barils par jour)			418		364		398		360
Utilisation de la capacité de raffinage (c) (en pourcentage)			99		86		94		85
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
	Essence (essence automobile)		246		224		240		216
	Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur (distillats)		174		151		182		155
	Mazout lourd		17		36		18		32
	Huiles lubrifiantes et autres produits (Autres)		44		49		39		40
	Ventes nettes de produits pétroliers		481		460		479		443
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)			266		243		496		483

 

(a)	Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille barils
(b)	Les activités ont cessé le 16 septembre 2013 à la raffinerie de Dartmouth. Au deuxième trimestre et au premier semestre 2013, le débit des raffineries a été ajusté afin que soient exclus les volumes traités par la raffinerie de Dartmouth, et que soit ainsi facilitée la comparaison avec les périodes correspondantes de 2014.
(c)	L'utilisation de la capacité est calculée en fonction du nombre de jours durant lesquels les raffineries ont été exploitées comme telles.

 

 

								Annexe V
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
DEUXIÈME TRIMESTRE DE 2014
						Bénéfice net
		Bénéfice net (PCGR des États-Unis)				par action ordinaire
		(en millions de dollars canadiens)				(en dollars)
2010
Premier trimestre		476						0,56
Deuxième trimestre		517						0,61
Troisième trimestre		418						0,49
Quatrième trimestre		799						0,95
Exercice		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
Exercice		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
Exercice		3 766						4,44
2013
Premier trimestre		798						0,94
Deuxième trimestre		327						0,39
Troisième trimestre		647						0,76
Quatrième trimestre		1 056						1,25
Exercice		2 828						3,34
2014
Premier trimestre		946						1,12
Deuxième trimestre		1 232						1,45

 

 

SOURCE : Compagnie Pétrolière Impériale Ltée

403-237-2710