Pour les trois mois clos
le 31 mars 2015
CALGARY, le 30 avril 2015 /CNW/
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Premier
trimestre
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(en millions de
dollars, sauf indication contraire)
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2015
|
2014
|
%
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Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
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421
|
946
|
(55)
|
Bénéfice net par
action ordinaire
|
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|
|
- compte tenu d'une
dilution (en dollars)
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0,50
|
1,11
|
(55)
|
|
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|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
1 050
|
1 234
|
(15)
|
Rich Kruger, président du
Conseil, président et chef de la direction, a commenté comme
suit :
Les résultats de l'Impériale au premier trimestre soulignent
l'attention rigoureuse que nous accordons à l'excellence
opérationnelle, la solidité de notre modèle commercial intégré et
notre aptitude à afficher des résultats financiers impressionnants
dans diverses conditions du marché. Parmi les points saillants, il
convient de mentionner une augmentation significative des volumes
de production de Kearl, la production initiale du projet Nabiye à
Cold Lake, le débit soutenu des
raffineries ainsi que d'imports efforts en vue de réaliser des
économies de coûts substantielles dans le contexte commercial
actuel.
Le bénéfice au premier trimestre s'est élevé à 421 M$, ou
0,50 $ par action, soit une diminution de 55 % par rapport à
la période correspondante en 2014, attribuable principalement à une
chute de plus de 50 % des prix du pétrole brut au niveau
mondial, laquelle a été en partie atténuée par une solide
performance opérationnelle.
La moyenne de la production brute de barils d'équivalent pétrole
a été de 333 000 barils par jour, en hausse de 3 000 barils
par rapport à au premier trimestre 2014. En excluant l'incidence de
la cession d'actifs classiques en 2014, la production totale a
enregistré une hausse 6 %, ou de 18 000 barils par
jour. Grâce à la fiabilité améliorée de l'usine, la production
moyenne de Kearl a atteint 95 000 barils par jour (la
part de l'Impériale étant de 67 000 barils par jour) au cours
du trimestre, une hausse significative par rapport à la même
période de 2014 et au quatrième
trimestre de 2014.
Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à 393 000
barils par jour, en hausse de 15 000 barils par jour par
rapport à la même période de 2014. La capacité de raffinage a
été utilisée en moyenne à 93 %, soit une hausse de 3 %,
grâce à l'attention constante accordée à la fiabilité.
Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration au
premier trimestre ont totalisé 1 050 M$, en baisse de près de
200 M$ par rapport à 2014, les projets d'expansion des projets
de Kearl et de Cold Lake Nabiye arrivés presqu'à terme.
Pour faire face au contexte commercial actuel, l'Impériale a
pris un certain nombre de mesures, parmi lesquelles une sélectivité
accrue des investissements dans de nouveaux projets
d'immobilisation, un examen rigoureux de toutes les dépenses
d'exploitation et le renforcement de la collaboration avec nos
fournisseurs et nos entrepreneurs afin d'améliorer la rentabilité
et la productivité. Notre vaste approche orientée sur les résultats
renforce notre résilience, tout en s'assurant que la compagnie
reste bien placée pour réaliser ses objectifs à long terme. Par
dessus tout, nous continuons de mettre l'accent sur une valeur
supérieure à long terme pour les actionnaires, quel que soit le
contexte commercial dans lequel nous évoluons.
Faits saillants du premier trimestre
- Le bénéfice net a été de 421 M$ ou 0,50 $ par
action sur une base diluée, en baisse de 55 %
comparativement aux 946 M$ ou 1,11 $ par action au cours
du premier trimestre de 2014. Cette baisse est largement
attribuable à une chute de plus de 50 % des prix du pétrole
brut au niveau mondial, en partie atténués par une solide
performance opérationnelle.
- La moyenne de la production brute de barils d'équivalent
pétrole a été de 333 000 barils, en hausse de 3 000 barils
par rapport au premier trimestre 2014. En excluant l'incidence de
la cession d'actifs classiques en 2014, la production a enregistré
une hausse de 6 %.
- Le débit des raffineries s'est établi en moyenne à
393 000 barils par jour, en hausse de 15 000 barils
par jour par rapport à la même période de 2014. Témoignant de
notre solidité opérationnelle continue, la capacité de raffinage a
été utilisée en moyenne à 93 %, en hausse de 3 % par rapport à
la période correspondante en 2014.
- Les ventes de produits pétroliers ont totalisé en
moyenne 474 000 barils par jour au premier trimestre, restant
essentiellement inchangées par rapport à la période correspondante
en 2014. La compagnie continues de rechercher activement des
occasions de croissance sur les marchés canadiens rentables.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d'exploitation se sont élevés à 281 M$, soit une
baisse de 804 M$ par rapport au premier trimestre de 2014,
principalement attribuable à la baisse du bénéfice et aux effets du
fonds de roulement.
- Les dépenses en immobilisations et les frais d'exploration
de 1 050 M$, en baisse de près de 200 M$ par rapport
à 2014, ont été consacrées principalement aux projets d'expansion
de Kearl et de croissance du secteur Amont de Nabiye à Cold Lake.
- La production de bitume de Kearl s'est élevée en moyenne à
95 000 barils par jour (la part de l'Impériale étant de
67 000 barils), contre 70 000 barils par jour
(la part de l'Impériale étant de 50 000 barils) au cours
du premier trimestre de 2014. Les trois trains de traitement ont
fonctionné simultanément à la capacité nominale. La centrale de
cogénération de 85 mégawatts de Kearl a été mise en service et
synchronisée avec le réseau électrique de l'Alberta au début du trimestre. L'énergie
produite par cette centrale permettra de réduire les coûts
énergétiques, d'améliorer la fiabilité et de réduire les émissions
de gaz à effet de serre.
- La mise en service du projet d'expansion de Kearl a continué
d'avancer, avec une date de démarrage prévue autour de la
mi-2015. Ce projet devrait permettre de produire environ 110
000 barils de bitume par jour avant redevances (la quote-part
de la compagnie s'élevant à environ 78 000 barils),
l'augmentation de la production profitant des leçons tirées de la
mise en valeur initiale de Kearl.
- La production de bitume du projet Nabiye à Cold Lake a démarré comme prévu au cours du
trimestre. Après l'adjonction de vapeur initiale dans le
réservoir en janvier, la production de bitume a débuté en fin de
février, totalisant en moyenne 12 000 barils par jour en mars
(4 000 barils au cours du trimestre). La production devrait
atteindre environ 40 000 barils par jour, avant redevances,
d'ici la fin de 2015. L'usine de cogénération Nabiye a également
été mise en service au cours du trimestre; elle fournira 150
mégawatts d'énergie au réseau électrique de l'Alberta.
- Les activités de mise en service et de démarrage du terminal
de chargement de wagons-citernes d'Edmonton ont progressé. Le premier train a
été chargé à la fin d'avril. Parmi d'autres initiatives, le
terminal, une co-entreprise exploitée par Kinder Morgan, assurera l'accès aux marchés les
plus prometteurs de brut de concession et continuera
d'approvisionner les raffineries de la compagnie en charge
d'alimentation à un coût avantageux.
- L'Impériale annonce la construction d'un nouveau Centre de
recherche sur les sables pétrolifères au sud-est de Calgary. Le centre de recherche améliorera
les capacités de l'Impériale pour la mise au point de technologies
de récupération des ressources de prochaine génération (et des
technologies associées) dans le but d'exploiter les sables
pétrolifères de façon responsable. L'occupation complète du centre,
situé à Quarry Park, près du nouveau siège social de la compagnie,
est prévue pour 2017.
- Don de 1 M$ pour soutenir la
croissance de Women Building Futures. Le financement, qui doit
s'étaler sur cinq ans, permettra à l'organisme de poursuivre la
formation des femmes souhaitant faire carrière dans le secteur
énergétique. L'Impériale collabore avec Women Building Futures, une
initiative financée conjointement par le gouvernement et les
industriels, depuis 2008 afin de soutenir les programmes de
formation des femmes aux postes d'opératrices d'équipement
lourd. De nombreuses femmes ayant suivi la formation ont
ensuite été embauchées sur le site d'exploitation de sables
pétrolifères de Kearl.
Comparaison du premier trimestre de 2015 et du premier
trimestre de 2014
Le bénéfice net de la compagnie pour le premier trimestre
de 2015 a été de 421 M$ ou 0,50 $ par action sur une
base diluée, comparativement à 946 M$ ou 1,11 $ par
action pour la même période de l'année dernière.
Le segment Amont a enregistré une perte nette au premier
trimestre de 189 M$, comparativement à un bénéfice de
452 M$ au cours de la même période en 2014. Les résultats du
premier trimestre 2015 reflètent les répercussions de la baisse du
prix touché pour le pétrole brut et le gaz naturel à hauteur
d'environ 1 100 M$. Ces résultats ont été en partie annulés
par la baisse des redevances d'environ 200 M$, les effets de change
d'un dollar canadien plus faible d'environ 160 M$, une hausse des
volumes de Kearl et Cold Lake
d'environ 60 M$ et une diminution des coûts énergétiques d'environ
60 M$.
Le West Texas Intermediate (WTI), prix de référence du pétrole
brut en dollars US sur le marché nord-américain, a reculé de
51 % par rapport au premier trimestre de 2014. Le prix touché
en dollars canadiens par la compagnie au premier trimestre 2015
pour le pétrole brut synthétique et le bitume était de 55,81 $ et
27,40 $ le baril, en baisse de 48 et 58 % respectivement, en
raison des effets de change d'un dollar canadien plus faible et de
l'augmentation des écarts de prix entre les bruts légers et lourds
par rapport à la même période en 2014. Le prix moyen touché par la
compagnie sur les ventes de gaz naturel, de 3,15 $ le millier
de pieds cubes au cours du premier trimestre de 2015, était en
baisse de 3,41 $ le millier de pieds cubes par rapport à la
même période de 2014.
La production brute de bitume de Cold
Lake s'est élevée en moyenne à 152 000 barils par jour,
en hausse comparativement aux 147 000 barils produits à
la même période en 2014. L'augmentation du volume de 4 000 barils
par jour a été réalisée avec la production initiale au premier
trimestre 2015 du projet Nabiye.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude au premier trimestre s'est élevée à 73 000 barils par
jour, inchangée par rapport au premier trimestre de 2014.
La production brute dans le cadre de la mise en valeur initiale
de Kearl s'est établie à 95 000 barils par jour (la part de
l'Impériale étant de 67 000 barils), contre 70 000
barils par jour (la part de l'Impériale étant de
50 000 barils) au cours du premier trimestre de 2014 en
raison de l'amélioration de la fiabilité
La production brute de pétrole brut classique s'est établie en
moyenne à 15 000 barils par jour au cours du premier
trimestre, en regard de 22 000 barils pour la période
correspondante de 2014. La baisse du volume de production
découlait essentiellement de l'impact de la cession de biens au
cours du premier semestre de 2014.
La production brute de gaz naturel du premier trimestre
de 2015 a été de 146 millions de pieds cubes par jour, en
baisse comparativement à 205 millions de pieds cubes par jour
pour la période correspondante de l'exercice précédent, reflétant
l'incidence des biens cédés au cours du premier semestre de
2014.
Le bénéfice net du secteur Aval a été de 565 M$ au premier
trimestre, comparativement à 488 M$ au premier trimestre
de 2014. L'augmentation des résultats est principalement
attribuable à la hausse des marges de commercialisation et à un
gain d'environ 17 M$ provenant de la vente d'immobilisations
au premier trimestre 2015. Ces résultats sont toutefois en partie
atténués par la baisse des marges de raffinage.
Le bénéfice net de la division des Produits chimiques a été
de 66 M$ au premier trimestre, en hausse de 23 M$ par
rapport à la même période en 2014, en raison principalement des
fortes marges sur les ventes de polyéthylène.
Dans le calcul du bénéfice net, les comptes non sectoriels ont
affiché un solde négatif de 21 M$ au premier trimestre,
comparativement à un solde négatif de 37 M$ pour la période
correspondante de 2014 en raison de la diminution des charges
liées à la rémunération à base d'actions.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation
se sont élevés à 281 M$ au cours du premier trimestre,
comparativement à 1 085 M$ pour la période correspondante
de 2014. La diminution des flux de trésorerie est
principalement attribuable à la baisse du bénéfice et aux effets du
fonds de roulement.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des sorties
nettes de 1 002 M$ au cours du premier trimestre,
comparativement à 1 143 M$ au cours de la période
correspondante de 2014. Les acquisitions d'immobilisations
corporelles se sont établies à 1 011 M$ au cours du premier
trimestre, en regard de 1 206 M$ au cours du trimestre
correspondant de 2014. Les dépenses au cours du premier
trimestre ont été consacrées principalement aux projets d'expansion
de Kearl et de croissance de Nabiye à Cold Lake.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement ont
donné lieu à des rentrées nettes de 566 M$ au premier
trimestre, comparativement à des sorties nettes de 112 M$ au
premier trimestre de 2014. Pour financer ses activités
d'exploitation ordinaire et ses projets d'immobilisation, la
compagnie a augmenté sa dette à long terme de 717 M$ via son
établissement de crédit au cours du premier trimestre. Les
dividendes payés au premier trimestre de 2015 se sont élevés à
110 M$, un montant inchangé par rapport à la période
correspondante de 2014. Les dividendes au premier trimestre se sont
élevés à 0,13 $, comme à la même période de 2014.
Les facteurs susmentionnés ont entraîné une baisse du solde de
trésorerie de la compagnie qui, au 31 mars 2015,
s'établissait à 60 M$ contre 215 M$ à la fin
de 2014.
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 la Pétrolière
Impériale. Les résultats réels de la Pétrolière Impériale peuvent
être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prévisionnels, et les lecteurs sont avisés 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
|
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|
|
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|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
PREMIER TRIMESTRE
2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trois
mois
|
en millions de
dollars canadiens, sauf indication contraire
|
|
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
|
Total des produits et
des autres revenus
|
|
|
|
6 203
|
|
9 226
|
|
Total des
dépenses
|
|
|
|
5 642
|
|
7 966
|
|
Bénéfice avant impôts
sur les bénéfices
|
|
|
|
561
|
|
1 260
|
|
Impôts sur les
bénéfices
|
|
|
|
140
|
|
314
|
|
Bénéfice
net
|
|
|
|
421
|
|
946
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire (en dollars)
|
|
|
|
0,50
|
|
1,12
|
|
Bénéfice net par
action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en
dollars)
|
|
|
|
0,50
|
|
1,11
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres données
financières
|
|
|
|
|
|
|
|
Taxe d'accise
fédérale comprise dans les produits d'exploitation
|
|
|
|
377
|
|
370
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Gain/(perte) à la
vente d'actifs, après impôts
|
|
|
|
23
|
|
16
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de l'actif au
31 mars
|
|
|
|
41 608
|
|
38 745
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total de la dette au
31 mars
|
|
|
|
7 548
|
|
6 285
|
|
Couverture de
l'intérêt par le bénéfice
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(nombre de
fois)
|
|
|
|
51,7
|
|
49,8
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Autres obligations à
long terme au 31 mars
|
|
|
|
3 784
|
|
3 114
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au
31 mars
|
|
|
|
22 707
|
|
20 361
|
|
Capitaux utilisés au
31 mars
|
|
|
|
30 276
|
|
26 669
|
|
Rendement du capital
moyen utilisé (a)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(pour
cent)
|
|
|
|
11,3
|
|
12,0
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés
sur les actions ordinaires
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total
|
|
|
|
110
|
|
110
|
|
|
Par action ordinaire
(en dollars)
|
|
|
|
0,13
|
|
0,13
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Millions d'actions
ordinaires en circulation
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Au 31 mars
|
|
|
|
847,6
|
|
847,6
|
|
|
Moyenne - compte tenu
d'une dilution
|
|
|
|
850,5
|
|
850,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Le rendement du
capital utilisé correspond au bénéfice net, coûts de financement
après impôts non déduits,
divisé par la moyenne du capital utilisé sur les quatre derniers
trimestres.
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
II
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
PREMIER TRIMESTRE
2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trois
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et
équivalents de trésorerie à la fin du trimestre
|
|
|
|
60
|
|
102
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice
net
|
|
|
|
421
|
|
946
|
Ajustements au titre
d'éléments hors trésorerie :
|
|
|
|
|
|
|
|
Amortissement et
épuisement
|
|
|
|
317
|
|
280
|
|
(Gain)/perte à la
vente d'actifs
|
|
|
|
(26)
|
|
(20)
|
|
Charge d'impôts
futurs et autres
|
|
|
|
18
|
|
5
|
Variations de l'actif
et du passif d'exploitation
|
|
|
|
(449)
|
|
(126)
|
FLUX DE TRÉSORERIE
LIÉS AUX ACTIVITÉS D'EXPLOITATION
|
|
|
281
|
|
1 085
|
|
|
|
|
|
|
|
|
FLUX DE TRÉSORERIE
LIÉS AUX ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT
|
|
(1 002)
|
|
(1 143)
|
|
Produits associés à
la vente d'actifs
|
|
|
|
25
|
|
75
|
|
|
|
|
|
|
|
|
FLUX DE TRÉSORERIE
LIÉS AUX ACTIVITÉS DE FINANCEMENT
|
|
|
566
|
|
(112)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
III
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
PREMIER TRIMESTRE
2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trois
mois
|
en millions de
dollars canadiens
|
|
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
|
|
(189)
|
|
452
|
|
Secteur
Aval
|
|
|
|
565
|
|
488
|
|
Produits
chimiques
|
|
|
|
66
|
|
43
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
|
|
(21)
|
|
(37)
|
|
Bénéfice
net
|
|
|
|
421
|
|
946
|
|
|
|
|
|
|
|
Produits et autres
revenus
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
|
|
1 812
|
|
3 278
|
|
Secteur
Aval
|
|
|
|
4 955
|
|
7 088
|
|
Produits
chimiques
|
|
|
|
349
|
|
458
|
|
Éliminations/Autres
|
|
|
|
(913)
|
|
(1 598)
|
|
Total
|
|
|
|
6 203
|
|
9 226
|
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
|
|
838
|
|
1 405
|
|
Secteur
Aval
|
|
|
|
3 195
|
|
5 416
|
|
Produits
chimiques
|
|
|
|
182
|
|
319
|
|
Éliminations
|
|
|
|
(910)
|
|
(1 598)
|
|
Achats de pétrole
brut et de produits
|
|
|
|
3 305
|
|
5 542
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais de
production et de fabrication
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
|
|
950
|
|
1 029
|
|
Secteur
Aval
|
|
|
|
356
|
|
386
|
|
Produits
chimiques
|
|
|
|
53
|
|
61
|
|
Éliminations
|
|
|
|
-
|
|
-
|
|
Frais de production
et de fabrication
|
|
|
|
1 359
|
|
1 476
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
|
|
|
|
|
|
Secteur
Amont
|
|
|
|
890
|
|
1 163
|
|
Secteur
Aval
|
|
|
|
125
|
|
48
|
|
Produits
chimiques
|
|
|
|
12
|
|
2
|
|
Comptes non
sectoriels et autres
|
|
|
|
23
|
|
21
|
|
Dépenses en
immobilisations et frais d'exploration
|
|
|
|
1 050
|
|
1 234
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais d'exploration
imputés au bénéfice inclus ci-dessus
|
|
|
|
17
|
|
21
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
IV
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
PREMIER TRIMESTRE
2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données
d'exploitation
|
|
|
|
Trois
mois
|
|
|
|
|
2015
|
|
2014
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
|
|
|
|
(en milliers de
barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
|
|
152
|
|
147
|
|
Syncrude
|
|
|
|
73
|
|
73
|
|
Kearl
|
|
|
|
67
|
|
50
|
|
Classique
|
|
|
|
15
|
|
22
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
|
|
307
|
|
292
|
|
LGN mis en
vente
|
|
|
|
2
|
|
4
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
|
|
309
|
|
296
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
|
146
|
|
205
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
|
|
333
|
|
330
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par
jour)
|
|
|
|
Cold Lake
|
|
|
|
139
|
|
113
|
|
Syncrude
|
|
|
|
69
|
|
69
|
|
Kearl
|
|
|
|
66
|
|
47
|
|
Classique
|
|
|
|
15
|
|
18
|
|
Total de la
production de pétrole brut
|
|
|
|
289
|
|
247
|
|
LGN mis en
vente
|
|
|
|
1
|
|
3
|
|
Total de la
production de pétrole brut et de LGN
|
|
|
|
290
|
|
250
|
Production nette
de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
|
|
143
|
|
182
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette
d'équivalent pétrole (a)
|
|
|
|
|
|
|
(en milliers de
barils d'équivalent pétrole par jour)
|
|
|
|
314
|
|
281
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut
fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par
jour)
|
|
207
|
|
197
|
Ventes de brut
fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
82
|
|
60
|
Ventes de LGN
(en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
6
|
|
10
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix de vente
moyens (en dollars canadiens)
|
|
|
|
|
|
|
|
Prix touché pour le
pétrole brut classique (le baril)
|
|
|
|
27,21
|
|
71,69
|
|
Prix touché pour les
LGN (le baril)
|
|
|
|
25,12
|
|
66,28
|
|
Prix touché pour le
gaz naturel (le millier de pieds cubes)
|
|
|
|
3,15
|
|
6,56
|
|
Prix touché pour le
pétrole synthétique (le baril)
|
|
|
|
55,81
|
|
106,50
|
|
Prix touché pour le
bitume (le baril)
|
|
|
|
27,40
|
|
65,19
|
|
|
|
|
|
|
|
Débit des
raffineries (en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
393
|
|
378
|
Utilisation de la
capacité de raffinage (en pourcentage)
|
|
|
|
93
|
|
90
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétroliers (en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
Essence (essence
automobile)
|
|
|
|
234
|
|
232
|
|
Mazout domestique,
carburant diesel et carburéacteur (distillats)
|
|
|
187
|
|
190
|
|
Mazout
lourd
|
|
|
|
19
|
|
20
|
|
Huiles lubrifiantes
et autres produits (Autres)
|
|
|
|
34
|
|
34
|
|
Ventes nettes de
produits pétroliers
|
|
|
|
474
|
|
476
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de tonnes)
|
|
|
|
225
|
|
230
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(a)
|
Gaz converti en
équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille
barils
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe
V
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
COMPAGNIE
PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
|
PREMIER TRIMESTRE
2015
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice net
par
|
|
|
|
Bénéfice net (PCGR
des États-Unis)
|
action ordinaire -
résultat dilué
|
|
|
|
(en millions de
dollars canadiens)
|
|
|
|
(dollars)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2011
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Premier
trimestre
|
|
|
781
|
|
|
|
|
|
0,91
|
Deuxième
trimestre
|
|
|
726
|
|
|
|
|
|
0,85
|
Troisième
trimestre
|
|
|
859
|
|
|
|
|
|
1,01
|
Quatrième
trimestre
|
|
|
1 005
|
|
|
|
|
|
1,18
|
Exercice
|
|
3 371
|
|
|
|
|
|
3,95
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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
|
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.
SOURCE Compagnie Pétrolière Impériale Ltée