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L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation du deuxième trimestre de 2019

Friday, August 2, 2019

L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation du deuxième trimestre de 2019

 

CALGARY, Alberta

Public Company Information:

TSX:
IMO

CALGARY, Alberta--(BUSINESS WIRE)--Imperial Oil Limited (TSX:IMO):

  • Bénéfice net de 1 212 millions de dollars, y compris une économie de 662 millions de dollars découlant de la modification du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta
  • Production record au deuxième trimestre depuis plus de 25 ans, y compris la production record au deuxième trimestre à Kearl
  • Flux de trésorerie provenant de l’exploitation de 1 milliard de dollars; 2 milliards de dollars au cours des six premiers mois, le plus haut niveau depuis 2014
  • Remboursements de 515 millions de dollars aux actionnaires; renouvellement du programme d’achat d’actions pour une autre année

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Période de six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

 

2019

 

2018

 

 

2019

 

2018

 

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

 

1 212

 

196

 

+1 016

 

1 505

 

712

 

+793

Bénéfice (perte) net par action ordinaire

– compte tenu d’une dilution (en dollars)

 

1,57

 

0,24

 

+1,33

 

1,94

 

0,86

 

+1,08

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

 

429

 

284

 

+145

 

958

 

558

 

+400

 

 

Le bénéfice net estimatif du deuxième trimestre de 2019 s’est établi à 1 212 millions de dollars, en hausse par rapport au bénéfice net de 196 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. Les résultats du deuxième trimestre de 2019 tiennent compte de l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta qui a récemment pris effet.

Dans l’ensemble, la production brute d’équivalent pétrole du secteur amont s’est établie en moyenne à 400 000 barils par jour, en hausse par rapport à 336 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018, en raison de la forte production à Kearl et de l’absence de révision à Syncrude. La production brute à Kearl s’est établie en moyenne à 207 000 barils par jour au deuxième trimestre et à 193 000 barils par jour au premier semestre de 2019, soit un deuxième trimestre et un premier semestre records.

« Au cours d’un trimestre où le secteur amont a terminé d’importantes activités de révision, la société a quand même atteint sa production la plus élevée en plus de 25 ans au deuxième trimestre », a déclaré Rich Kruger, président du conseil, président et chef de la direction. « L’accent continu mis sur l’amélioration de la fiabilité à Kearl fonctionne, l’exploitation ayant enregistré quatre de ses dix meilleurs jours de production à ce jour après l’achèvement de la révision en juin. »

Les volumes raffinés ont atteint en moyenne 344 000 barils par jour, contre 363 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018. Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 477 000 barils par jour au deuxième trimestre, comparativement à 510 000 barils par jour à la même période de 2018. Les résultats du secteur aval ont été touchés par la révision planifiée de la raffinerie de Sarnia et par un incident avec la tour de fractionnement, qui s’est produit pendant les préparatifs de la révision.

Le 21 juin, l’Impériale a annoncé le renouvellement de son programme d’achat d’actions, permettant à la compagnie d’acheter environ 38 millions d’actions sur une période de 12 mois se terminant le 26 juin 2020. La société a pleinement utilisé le programme précédent, retournant 1,6 milliard de dollars aux actionnaires par l’achat de plus de 40 millions d’actions. L’Impériale demeure déterminée à remettre de l’argent aux actionnaires en versant un dividende fiable et croissant et en retournant l’excédent de trésorerie aux actionnaires au moyen de rachats d’actions.

« Compte tenu du rendement financier et opérationnel global du premier semestre et de l’achèvement de plusieurs des révisions en amont et en aval prévues pour l’exercice, l’Impériale demeure sur la bonne voie pour respecter ses engagements pour 2019 », a ajouté M. Kruger.

Faits saillants du deuxième trimestre

  • Le bénéfice net 1 212 millions de dollars ou 1,57 dollar par action sur une base diluée, en hausse par rapport au bénéfice net de 196 millions de dollars, ou 0,24 dollar par action, au deuxième trimestre de 2018. Les résultats du deuxième trimestre de 2019 tiennent compte de l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta qui a récemment pris effet.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 026 millions de dollars, en hausse par rapport à 859 millions de dollars au deuxième trimestre de 2018.
  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 429 millions de dollars, comparativement à 284 millions de dollars au deuxième trimestre de 2018.
  • Les dividendes versés et les achats d’actions ont totalisé 515 millions de dollars au deuxième trimestre de 2019, y compris l’achat d’environ 9,8 millions d’actions pour 368 millions de dollars. Dans le cadre du programme de 12 mois qui a pris fin le 26 juin 2019, la compagnie a acheté 40,4 millions d’actions pour 1,6 milliard de dollars, soit le maximum permis.
  • Le programme d’achat d’actions a été renouvelé pour 12 mois.En juin, l’Impériale a reçu l’approbation de la Bourse de Toronto de renouveler son programme lui permettant d’acheter jusqu’à 5 % de ses actions ordinaires en circulation, soit environ 38 millions d’actions, au cours de la période de 12 mois terminée le 26 juin 2020. La société demeure déterminée à remettre les excédents de trésorerie à ses actionnaires.
  • La production s’est établie en moyenne à 400 000 barils bruts d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 336 000 pour la période correspondante de 2018. La forte production après la révision à Kearl et l’absence d’activités de révision à Syncrude ont contribué à ce résultat.
  • La production brute de bitume de Kearl s’est établie en moyenne à 207 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils), en hausse par rapport à 180 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 128 000 barils) au deuxième trimestre de 2018. La production a été touchée par une production estimée à 46 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 33 000 barils) associée à la plus importante révision planifiée de l’histoire de l’actif.
  • La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en moyenne à 135 000 barils par jour, en hausse par rapport à 133 000 pour la période correspondante de 2018. Une révision de 32 jours à l’usine de Mahkeses a été effectuée au cours du trimestre et a eu une incidence sur la production d’environ 12 000 barils par jour.
  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 80 000 barils par jour, en hausse par rapport à 50 000 pour la période correspondante de 2018. Cette augmentation est principalement attribuable à l’absence d’activités de révision et à l’incidence de la production découlant de la panne d’électricité de 2018.
  • Les expéditions de pétrole brut par rail se sont chiffrées en moyenne à 64 000 barils par jour au deuxième trimestre, en hausse par rapport à 36 000 barils par jour au premier trimestre de 2019. Les mouvements ferroviaires futurs continueront d’être déterminés par l’économie.
  • Les volumes raffinés ont atteint en moyenne 344 000 barils par jour, contre 363 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018. L’utilisation de la capacité a été de 81 %, comparativement à 86 % au deuxième trimestre de 2018. Les résultats reflètent l’incidence d’une révision planifiée à l’installation de Sarnia et d’un incident avec une tour de fractionnement pendant les préparatifs de la révision. Les travaux de révision ont été achevés au cours du trimestre et les travaux de remplacement de la tour se poursuivent.
  • Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 477 000 barils par jour, comparativement à 510 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018. La baisse des volumes est principalement attribuable à la baisse du débit à Sarnia.
  • Speedpass+™ application de paiement mobile améliorée. L’application Speedpass+ de l’Impériale permet maintenant aux clients de relier leur carte MasterCard PC Financial, d’obtenir des points PC Optimum et d’utiliser l’application aux stations Mobil participantes. Jusqu’au 30 septembre, les clients peuvent gagner cinq fois plus de points Esso Extra ou 50 points PC Optimum par litre lorsqu’ils utilisent l’application dans les stations Esso et Mobil participantes partout au pays.

Comparaison des deuxièmes trimestres de 2019 et de 2018

Le bénéfice net de la compagnie au second trimestre de 2019 s’est établi à 1 212 millions de dollars ou 1,57 dollar par action sur une base diluée, en hausse par rapport à 196 millions de dollars ou 0,24 dollar par action pour la même période en 2018. Les résultats du deuxième trimestre de 2019 tiennent compte de l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Le 28 juin 2019, le gouvernement de l’Alberta a adopté une réduction de 4 % du taux d’imposition provincial, le faisant passer de 12 à 8 % d’ici 2022.

Le bénéfice net du secteur amont s’est établi à 985 millions de dollars au deuxième trimestre, reflétant l’incidence favorable de la baisse de 689 millions de dollars du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Abstraction faite de cette incidence, le bénéfice net du deuxième trimestre de 2019 s’est établi à 296 millions de dollars, en hausse de 302 millions de dollars par rapport à une perte nette de 6 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. L’amélioration des résultats reflète la hausse des volumes d’environ 310 millions de dollars, principalement à Syncrude, à Kearl et à Norman Wells, ainsi que l’incidence de la hausse du prix touché pour le pétrole brut canadien d’environ 80 millions de dollars. Les résultats ont subi l’incidence négative de l’augmentation des charges d’exploitation d’environ 60 millions de dollars et des redevances plus élevées d’environ 50 millions de dollars.

Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à 59,91 dollars américains le baril au deuxième trimestre de 2019, contre 67,91 dollars américains le baril au trimestre correspondant de 2018. Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à 49,31 dollars américains le baril et à 48,81 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. L’écart entre le WTI et le WCS s’est rétréci au cours du deuxième trimestre de 2019 pour s’établir en moyenne à environ 11 dollars américains le baril pour le trimestre, comparativement à environ 19 dollars américains le baril à la même période en 2018.

Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar américain au deuxième trimestre de 2019, en baisse de 0,03 dollar américain par rapport au deuxième trimestre de 2018.

Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté au cours du trimestre, principalement en raison de la baisse des coûts des diluants. Le prix touché pour le bitume s’est établi en moyenne à 57,19 dollars le baril au deuxième trimestre de 2019, en hausse par rapport à 48,90 dollars le baril au deuxième trimestre de 2018. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué dans l’ensemble, conformément au WTI au cours du trimestre, rajusté en fonction des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi en moyenne à 79,96 dollars le baril au deuxième trimestre de 2019, contre 86,31 dollars le baril à la période correspondante de 2018.

La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en moyenne à 135 000 barils par jour au deuxième trimestre, en hausse par rapport à 133 000 pour la période correspondante de 2018.

La production brute de bitume de Kearl s’est établie en moyenne à 207 000 barils par jour au deuxième trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils), en hausse par rapport à 180 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 128 000 barils) au deuxième trimestre de 2018. L’augmentation de la production est principalement attribuable à l’amélioration de la fiabilité.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude fut en moyenne de 80 000 barils par jour, en hausse par rapport à 50 000 barils par jour du deuxième trimestre de 2018. L’augmentation de la production est principalement attribuable à l’absence d’activités de révision et à l’incidence de la panne d’électricité de 2018.

Le bénéfice net du secteur Aval était de 258 millions de dollars au deuxième trimestre, en hausse par rapport à 201 millions de dollars au deuxième trimestre de 2018. La hausse du bénéfice s’explique principalement par la diminution de l’incidence nette des révisions d’environ 150 millions de dollars, contrebalancée en partie par des incidents de fiabilité d’environ 70 millions de dollars, dont l’incident de la tour de Sarnia.

Le débit moyen des raffineries était de 344 000 barils par jour, contre 363 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018. L’utilisation de la capacité a été de 81 %, comparativement à 86 % au deuxième trimestre de 2018. La baisse du débit est principalement attribuable à l’incidence d’une révision planifiée et de l’incident à la tour de Sarnia, partiellement compensée par l’absence de la révision planifiée de 2018 à Strathcona.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 477 000 barils par jour, contre 510 000 barils par jour lors du deuxième trimestre de 2018. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la baisse des volumes raffinés.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à 38 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 78 millions de dollars au trimestre correspondant de 2018, ce qui reflète principalement la baisse des marges.

Les charges de la Société et autres charges se sont établies à 69 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 77 millions de dollars pour la période correspondante de 2018.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 1 026 millions de dollars au deuxième trimestre, en hausse par rapport à 859 millions de dollars au trimestre correspondant de 2018, reflétant la hausse du bénéfice partiellement contrebalancée par l’incidence des fonds de roulement.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 429 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 379 millions de dollars à la période correspondante de 2018.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 521 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 1 032 millions de dollars au deuxième trimestre de 2018. Les dividendes versés au deuxième trimestre de 2019 se sont élevés à 147 millions de dollars. Le dividende par action versé au deuxième trimestre a été de 0,19 dollar, en hausse par rapport à 0,16 dollar pour la période correspondante de 2018. Au cours du deuxième trimestre, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat d’actions, a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 368 millions de dollars, y compris des actions achetées d’Exxon Mobil Corporation. Au deuxième trimestre de 2018, la compagnie a acheté environ 21,4 millions d’actions pour 893 millions de dollars à la suite de l’augmentation de son programme d’achat d’actions.

Le solde de trésorerie de la compagnie s’établissait à 1 087 millions de dollars au 30 juin 2019, contre 873 millions de dollars à la fin du deuxième trimestre de 2018.

Le 21 juin 2019, la compagnie a annoncé dans un communiqué de presse qu’elle avait reçu de la Bourse de Toronto l’autorisation de lancer une offre publique de rachat ordinaire et qu’elle poursuivait son programme existant de rachat d’actions. Le programme permet à la compagnie de racheter jusqu’à un maximum de 38 211 086 actions ordinaires entre le 27 juin 2019 et le 26 juin 2020. Ce maximum comprend les actions rachetées dans le cadre de l’offre publique de rachat ordinaire et à la société ExxonMobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de rachat ordinaire. Dans le passé, la société ExxonMobil Corporation avait informé la compagnie qu’elle avait l’intention de conserver la propriété d’environ 69,6 % du capital. Le programme prendra fin le 26 juin 2020 ou lorsque la compagnie aura racheté le maximum autorisé d’actions. À l’heure actuelle, la compagnie envisage d’effectuer ses rachats d’actions de manière uniforme pendant la durée du programme. Les plans de rachat peuvent être modifiés à tout moment sans préavis.

Faits saillants du semestre

  • Le bénéfice net s’est élevé à 1 505 millions de dollars, une augmentation par rapport au bénéfice net de 712 millions de dollars en 2018.
  • Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 1,94 dollar, une hausse par rapport au bénéfice net par action ordinaire de 0,86 dollar en 2018.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 2 029 millions de dollars, contre 1 844 millions de dollars en 2018.
  • La moyenne de la production de pétrole brut équivalent a été de 394 000 barils par jour, comparativement à 353 000 barils par jour en 2018.
  • Le débit moyen des raffineries était de 364 000 barils par jour, par rapport à 386 000 barils par jour en 2018.
  • Les ventes de produits pétroliers étaient de 477 000 barils par jour, par rapport à 494 000 barils par jour en 2018.
  • Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a totalisé 0,41 dollar, en hausse par rapport à 0,35 dollar par action en 2018.
  • Plus de 1 milliard de dollars ont été versés aux actionnaires sous la forme d’achats d’actions et de dividendes.

Comparaison du premier semestre de 2019 et de 2018

Le bénéfice net des six premiers mois de 2019 s’est établi à 1 505 millions de dollars ou 1,94 dollar par action sur une base diluée, en hausse par rapport au bénéfice net de 712 millions de dollars ou 0,86 dollar par action pour les six premiers mois de 2018. Les résultats de 2019 tiennent compte de l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Le 28 juin 2019, le gouvernement de l’Alberta a adopté une réduction de 4 % du taux d’imposition provincial, le faisant passer de 12 à 8 % d’ici 2022.

Le bénéfice net du secteur amont s’est établi à 1 043 millions de dollars pour les six premiers mois de l’exercice, reflétant l’incidence favorable de la baisse de 689 millions de dollars du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Abstraction faite de cette incidence, le bénéfice net de 2019 s’est établi à 354 millions de dollars, en hausse de 404 millions de dollars par rapport à une perte nette de 50 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. L’amélioration des résultats reflète la hausse des volumes d’environ 330 millions de dollars, principalement à Syncrude, à Kearl et à Norman Wells, ainsi que l’incidence du prix touché pour le pétrole brut canadien d’environ 260 millions de dollars et l’incidence favorable du taux de change d’environ 60 millions de dollars. Les résultats ont subi l’incidence négative de l’augmentation des charges d’exploitation d’environ 180 millions de dollars et des redevances plus élevées d’environ 80 millions de dollars.

Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate s’est établi à 57,45 dollars américains au premier semestre de 2019, contre 65,44 dollars américains pour la période correspondante de 2018. Western Canada Select s’est établi en moyenne à 45,88 dollars américains le baril et à 43,74 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. L’écart entre le WTI et le WCS s’est rétréci pour s’établir à environ 12 dollars américains le baril en moyenne au premier semestre de 2019, contre environ 22 dollars américains le baril à la même période en 2018.

Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar américain au premier semestre de 2019, en baisse de 0,03 dollar américain par rapport à la même période en 2018.

Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté au cours du premier semestre de 2019, principalement en raison de la baisse des coûts des diluants et de l’augmentation de WCS. Le prix touché pour le bitume s’est établi en moyenne à 53,20 dollars le baril, en hausse par rapport à 41,84 dollars le baril à la même période en 2018. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué de façon générale conformément au WTI, rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi en moyenne à 74,77 dollars le baril, contre 81,24 dollars le baril pour la période correspondante de 2018.

La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en moyenne à 140 000 barils par jour au premier semestre de 2019, contre 143 000 barils par jour à la période correspondante de 2018.

La production brute de bitume de Kearl s’est établie en moyenne à 193 000 barils par jour au premier semestre de 2019 (la part de l’Impériale se chiffrant à 137 000 barils), en hausse par rapport à 181 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 128 000 barils) à la même période en 2018. L’augmentation de la production est principalement attribuable à l’amélioration de la fiabilité.

Au cours du premier semestre de 2019, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 79 000 barils par jour, en hausse par rapport à 57 000 barils par jour pour la période correspondante de 2018. L’augmentation de la production est principalement attribuable à l’absence d’activités de révision et à l’incidence de la panne d’électricité de 2018.

Le bénéfice net du secteur Aval s’est établi à 515 millions de dollars pour les six premiers mois de 2019, comparativement à 722 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. Les résultats ont subi l’incidence négative d’une baisse des marges d’environ 210 millions de dollars d’événements de fiabilité d’environ 130 millions de dollars, y compris l’incident de la tour de Sarnia, et d’une baisse des volumes de ventes d’environ 70 millions de dollars. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par une diminution de l’incidence nette des délais d’exécution d’environ 150 millions de dollars et par des effets de change favorables d’environ 70 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries était de 364 000 barils par jour au cours des six premiers mois de l’année 2019, contre 386 000 barils au cours de la même période en 2018. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 86 %, comparativement à 91 % pour la même période en 2018. La baisse du débit est principalement attribuable à l’incidence d’une révision planifiée et de l’incident à la tour de Sarnia, partiellement compensée par l’absence de la révision planifiée de 2018 à Strathcona.

Les ventes de produits pétroliers s’élevaient à 477 000 barils par jour au cours des six premiers mois de 2019, contre 494 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2018. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la baisse des volumes raffinés.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à 72 millions de dollars au premier semestre de 2019, contre 151 millions de dollars à la période correspondante de 2018, ce qui reflète principalement la baisse des marges.

Les charges du siège social et autres charges se sont établies à 125 millions de dollars pour le premier semestre de 2019, contre 111 millions de dollars pour la période correspondante de 2018.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 2 029 millions de dollars au premier semestre de 2019, en hausse par rapport à 1 844 millions de dollars à la période correspondante de 2018, ce qui reflète principalement la hausse du bénéfice.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 892 millions de dollars au premier semestre de 2019, comparativement à 744 millions de dollars en 2018, principalement en raison de l’augmentation des acquisitions d’immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 1 038 millions de dollars au premier semestre de 2019, contre 1 422 millions de dollars à la période correspondante de 2018. Les dividendes versés au premier semestre de 2019 se sont élevés à 296 millions de dollars. Le dividende par action versé au premier semestre de 2019 s’est élevé à 0,38 dollar, contre 0,32 dollar pour la période correspondante de 2018. Au cours des six premiers mois de 2019, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat d’actions, a acheté environ 19,8 millions d’actions pour 729 millions de dollars, y compris les actions achetées d’Exxon Mobil Corporation. Au cours des six premiers mois de 2018, la compagnie a acheté environ 28,6 millions d’actions pour 1 143 millions de dollars à la suite de l’augmentation de son programme d’achat d’actions.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent communiqué qui sont liés à des situations ou à des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires, sont des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, proposer, planifier, objectif, viser, estimer, s’attendre à, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et d’autres termes semblables faisant référence à des périodes futures. L’information concernant l’amélioration continue du rendement de Kearl; la capacité de respecter les engagements de rendement pour 2019, l’engagement à verser des dividendes et le programme d’achat d’actions, les achats prévus dans le cadre du programme d’achat d’actions; et les mouvements futurs du brut par rail constituent des déclarations prospectives.

Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes, estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la croissance de la demande et les sources, l’offre et la composition de l’énergie; les prix des marchandises et les taux de change; les taux de production, la croissance et la composition de la production; les plans, les dates, les coûts, les capacités et l’exécution des projets, la durée de production et le recouvrement des ressources; les économies, les lois et politiques gouvernementales applicables; les dépenses reliées aux immobilisations et à l’environnement pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs. Ces facteurs comprennent les variations de l’offre et de la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques ainsi que les répercussions sur les prix et les marges qui en découlent; le transport pour accéder aux marchés; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois fiscales; l’opposition des tiers aux activités et aux projets; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration pétrolière et gazière et à la production et aux activités connexes; la réglementation environnementale, comprenant les changements climatiques, les règlements concernant les gaz à effet de serre et les changements à ces règlements; les taux de change; la disponibilité et la répartition du capital; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services; les perturbations opérationnelles imprévues; l’efficacité de la gestion; la gestion de projet et les échéanciers; les réactions aux développements technologiques; les dangers et les risques opérationnels; les incidents de cybersécurité; la préparation aux catastrophes; la capacité de valoriser ou d’acquérir des réserves supplémentaires; et les autres facteurs dont il est question dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les résultats d’exploitation de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K.

Les énoncés prospectifs 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 prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus aux présentes, sauf si la loi l’exige.

Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

 

2019

 

2018

 

2019

   

2018

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

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

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Total des produits et des autres revenus

 

9 261

 

9 543

 

17 243

   

17 477

 

Total des dépenses

 

8 532

 

9 279

 

16 116

   

16 516

 

Bénéfice (perte) avant impôts

 

729

 

264

 

1 127

   

961

 

Impôts sur le bénéfice

 

(483)

 

68

 

(378)

   

249

 

Bénéfice (perte) net

 

1 212

 

196

 

1 505

   

712

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)

 

1,58

 

0,24

 

1,95

   

0,86

 

Bénéfice (perte) net par action ordinaire –

compte tenu d’une dilution (en dollars)

 

1,57

 

0,24

 

1,94

   

0,86

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Autres données financières

 

 

 

 

 

 

   

 

 

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

 

10

 

8

 

6

   

15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Total des actifs au 30 juin

 

 

 

 

 

41 929

   

41 390

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Total du passif au 30 juin

 

 

 

 

 

5 168

   

5 194

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Capitaux propres au 30 juin

 

 

 

 

 

25 022

   

23 765

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Capital utilisé au 30 juin

 

 

 

 

 

30 215

   

28 978

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

Total

 

169

 

155

 

316

   

287

 

 

Par action ordinaire (en dollars)

 

0,22

 

0,19

 

0,41

   

0,35

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Millions d’actions ordinaires en circulation

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

Au 30 juin

 

 

 

 

 

762,8

   

802,7

 

 

Moyenne – compte tenu d’une dilution

 

769,9

 

818,8

 

774,9

   

825,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe II

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

 

en millions de dollars canadiens

 

2019

 

2018

 

2019

   

2018

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

 

1 087

 

873

 

1 087

   

873

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Bénéfice (perte) net

 

1 212

 

196

 

1 505

   

712

 

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

Dépréciation et épuisement

 

392

 

358

 

782

   

735

 

 

(Gain) perte à la vente d’actifs

 

(11)

 

(9)

 

(6)

   

(19)

 

 

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

 

(471)

 

24

 

(475)

   

209

 

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

 

(96)

 

290

 

223

   

207

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

 

1 026

 

859

 

2 029

   

1 844

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

 

(429)

 

(379)

 

(892)

   

(744)

 

 

Produits associés à la vente d’actifs

 

14

 

9

 

36

   

21

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

 

(521)

 

(1 032)

 

(1 038)

   

(1 422)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 
           

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

Annexe III

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2019

2018

 

2019

   

2018

 

 

 

 

 

 

 

   

 

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

 

 

 

 

   

 

 

Secteur Amont

985

(6)

 

1 043

   

(50)

 

Secteur Aval

258

201

 

515

   

722

 

Produits chimiques

38

78

 

72

   

151

 

Comptes non sectoriels et autres

(69)

(77)

 

(125)

   

(111)

 

Bénéfice (perte) net

1 212

196

 

1 505

   

712

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Produits et autres revenus

 

 

 

 

   

 

 

Secteur Amont

3 707

2 971

 

6 895

   

5 618

 

Secteur Aval

6 881

7 221

 

12 813

   

13 212

 

Produits chimiques

314

402

 

637

   

779

 

Éliminations / Comptes non sectoriels et autres

(1 641)

(1 051)

 

(3 102)

   

(2 132)

 

Produits et autres revenus

9 261

9 543

 

17 243

   

17 477

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Achats de pétrole brut et de produits

 

 

 

 

   

 

 

Secteur Amont

1 802

1 573

 

3 388

   

2 947

 

Secteur Aval

5 338

5 803

 

9 920

   

10 097

 

Produits chimiques

171

216

 

364

   

418

 

Éliminations

(1 649)

(1 055)

 

(3 115)

   

(2 145)

 

Achats de pétrole brut et de produits

5 662

6 537

 

10 557

   

11 317

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Dépenses de production et de fabrication

 

 

 

 

   

 

 

Secteur Amont

1 171

1 106

 

2 327

   

2 118

 

Secteur Aval

474

488

 

855

   

856

 

Produits chimiques

70

52

 

128

   

103

 

Éliminations

-

-

 

-

   

-

 

Dépenses de production et de fabrication

1 715

1 646

 

3 310

   

3 077

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

 

 

 

 

   

 

 

Secteur Amont

301

183

 

673

   

389

 

Secteur Aval

111

88

 

240

   

145

 

Produits chimiques

6

7

 

23

   

11

 

Comptes non sectoriels et autres

11

6

 

22

   

13

 

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

429

284

 

958

   

558

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

Frais d’exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus

5

1

 

38

   

9

 

 

 

 

 

 

 

   

 

     

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

Annexe IV

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Données d’exploitation

Deuxième trimestre

 

Six mois

 

 

 

2019

2018

 

2019

   

2018

 

 

 

 

 

 

 

   

 

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

 

 

 

 

   

 

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

   

 

 

Cold Lake

135

133

 

140

   

143

 

Kearl

147

128

 

137

   

128

 

Syncrude

80

50

 

79

   

57

 

Classique

13

3

 

13

   

4

 

Total de la production de pétrole brut

375

314

 

369

   

332

 

LGN mis en vente

2

1

 

1

   

1

 

Total de la production de pétrole brut et de LGN

377

315

 

370

   

333

 

 

 

 

 

 

 

   

 

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

138

128

 

142

   

123

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Production brute d’équivalent pétrole (a)

400

336

 

394

   

353

(en milliers de barils d’équivalents pétrole par jour)

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

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

 

 

 

 

   

 

 

Cold Lake

108

104

 

115

   

116

 

Kearl

140

122

 

132

   

123

 

Syncrude

69

46

 

69

   

53

 

Classique

13

3

 

12

   

4

 

Total de la production de pétrole brut

330

275

 

328

   

296

 

LGN mis en vente

1

1

 

2

   

1

 

Total de la production de pétrole brut et de LGN

331

276

 

330

   

297

 

 

 

 

 

 

 

   

 

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

139

122

 

140

   

119

 

 

 

 

 

   

 

Production nette d’équivalent pétrole (a)

354

296

 

353

   

317

(en milliers de barils d’équivalents pétrole par jour)

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

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

188

182

 

189

   

200

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

198

171

 

187

   

182

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)

5

4

 

6

   

5

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

 

 

 

 

   

 

 

Bitume (le baril)

57,19

48,90

 

53,20

   

41,84

 

Pétrole synthétique (le baril)

79,96

86,31

 

74,77

   

81,24

 

Pétrole brut classique (le baril)

58,20

74,55

 

55,29

   

69,00

 

LGN (le baril)

16,78

35,30

 

27,20

   

40,08

 

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

1,94

2,01

 

2,40

   

2,46

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

344

363

 

364

   

386

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

81

86

 

86

   

91

 

 

 

 

 

 

 

   

 

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

 

 

 

 

   

 

 

Essence

250

259

 

245

   

249

 

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

162

178

 

172

   

182

 

Mazout lourd

28

31

 

23

   

24

 

Huiles lubrifiantes et autres produits

37

42

 

37

   

39

 

Ventes nettes de produits pétroliers

477

510

 

477

   

494

 

 

 

 

 

 

 

   

 

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

190

217

 

385

   

418

 

 

 

 

 

 

 

   

 

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe V

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net par

 

 

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

action ordinaire – résultat dilué (a)

 

 

en millions de dollars canadiens

 

 

dollars canadiens

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2015

 

 

 

 

 

 

Premier trimestre

 

421

 

 

 

0,50

Deuxième trimestre

 

120

 

 

 

0,14

Troisième trimestre

 

479

 

 

 

0,56

Quatrième trimestre

 

102

 

 

 

0,12

Exercice

 

1 122

 

 

 

1,32

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2016

 

 

 

 

 

 

Premier trimestre

 

(101)

 

 

 

(0,12)

Deuxième trimestre

 

(181)

 

 

 

(0,21)

Troisième trimestre

 

1 003

 

 

 

1,18

Quatrième trimestre

 

1 444

 

 

 

1,70

Exercice

 

2 165

 

 

 

2,55

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2017

 

 

 

 

 

 

Premier trimestre

 

333

 

 

 

0,39

Deuxième trimestre

 

(77)

 

 

 

(0,09)

Troisième trimestre

 

371

 

 

 

0,44

Quatrième trimestre

 

(137)

 

 

 

(0,16)

Exercice

 

490

 

 

 

0,58

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2018

 

 

 

 

 

 

Premier trimestre

 

516

 

 

 

0,62

Deuxième trimestre

 

196

 

 

 

0,24

Troisième trimestre

 

749

 

 

 

0,94

Quatrième trimestre

 

853

 

 

 

1,08

Exercice

 

2 314

 

 

 

2,86

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2019

 

 

 

 

 

 

Premier trimestre

 

293

 

 

 

0,38

Deuxième trimestre

 

1 212

 

 

 

1,57

Exercice

 

1 505

 

 

 

1,94

 

(a) Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.

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