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

Friday, November 1, 2019

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

 

CALGARY, Alberta

Public Company Information:

TSX:
IMO

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

  • Bénéfice net de 424 millions de dollars; flux de trésorerie provenant de l’exploitation de près de 1,4 milliard de dollars
  • Production brute de 407 000 barils d’équivalent pétrole, la plus élevée enregistrée en 30 ans pour un troisième trimestre
  • Plus de 512 millions de dollars ont été versés aux actionnaires sous la forme d’achats d’actions et de dividendes

 

 

Troisième trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2019

2018

 

2019

2018

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

424

749

-325

 

1 929

1 461

+468

Bénéfice (perte) net par action ordinaire

   – compte tenu d’une dilution (en dollars)

0,56

0,94

-0,38

 

2,51

1,79

+0,72

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

442

376

+66

 

1 400

934

+466

 

Le bénéfice net estimatif du troisième trimestre de 2019 s’est établi à 424 millions de dollars, contre 749 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à près de 1,4 milliard de dollars au troisième trimestre, en hausse par rapport à 1,2 milliard de dollars au troisième trimestre de 2018.

Dans l’ensemble, la production brute d’équivalent pétrole du secteur amont s’est élevée en moyenne à 407 000 barils par jour, en hausse par rapport à 393 000 barils par jour au troisième trimestre de 2018. La production brute à Kearl s’est établie en moyenne à 224 000 barils par jour au troisième trimestre et à 204 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de l’exercice.

« L’Impériale a enregistré sa production la plus élevée en 30 ans pour un troisième trimestre », a déclaré Rich Kruger, président du conseil et chef de la direction. « Ce résultat indique que l’accent mis par la société sur la fiabilité en amont porte des fruits. »

Le débit moyen des raffineries était de 363 000 barils par jour, contre 388 000 barils par jour au troisième trimestre de 2018. Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 488 000 barils par jour au troisième trimestre, comparativement à 516 000 barils par jour à la même période de 2018. Les volumes du secteur aval ont subi les contrecoups de la révision planifiée de la raffinerie de Nanticoke et les répercussions de l’incident qui s'est produit plus tôt cette année à la tour de fractionnement de Sarnia.

« L’Impériale a encore une fois dégagé de solides flux de trésorerie au troisième trimestre, malgré d’importantes activités d’entretien. Depuis le début de l'exercice, les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation totalisent 3,4 milliards de dollars, ce qui permet à la société de financer ses investissements prioritaires tout en remettant les excédents de trésorerie à ses actionnaires. Au cours des neuf premiers mois de 2019, nous avons versé plus de 1,5 milliard de dollars aux actionnaires sous la forme d’achats d’actions et de dividendes », a ajouté M. Kruger.

Comme il a déjà été annoncé, M. Kruger, président du conseil et chef de la direction, a indiqué son intention de prendre sa retraite à la fin de décembre 2019 et le conseil d'administration de l’Impériale a nommé M.Brad Corson au poste de président et à titre d’administrateur en date du 17 septembre 2019. M. Corson assumera également les fonctions de président du conseil et de chef de la direction à compter du 1er janvier 2020. « Le personnel et les actifs de l’Impériale sont des assises solides propices à sa croissance et au maintien de sa position de chef de file au sein de l’industrie de l’énergie canadienne », a affirmé M. Corson. « J’ai hâte de miser sur ces atouts pour offrir une valeur à long terme aux actionnaires. »

Faits saillants du troisième trimestre

  • Le bénéfice net a été de 424 millions de dollars ou 0,56 dollar par action sur une base diluée, par rapport à un bénéfice net de 749 millions de dollars, ou 0,94 dollar par action, au troisième trimestre de 2018.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 376 millions de dollars, en hausse par rapport à 1 207 millions de dollars au troisième trimestre de 2018.
  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 442 millions de dollars, comparativement à 376 millions de dollars au troisième trimestre de 2018. Le total des dépenses en immobilisations prévu pour l'exercice se situe toujours entre 1,8 et 1,9 milliard de dollars.
  • Les dividendes versés et les achats d’actions ont totalisé 512 millions de dollars au troisième trimestre de 2019. La société a versé 169 millions de dollars en dividendes ou 0,22 dollar par action et a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 343 millions de dollars.
  • La production brute s’est élevée en moyenne à 407 000 barils d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 393 000 barils par jour pour la période correspondante de 2018.
  • La production brute de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 224 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 159 000 barils), contre 244 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 173 000 barils) au cours du troisième trimestre de 2018. Pour le trimestre, on estime à 34 000 barils par jour (24 000 barils pour la part de l’impériale) l’impact sur la production brute de la révision planifiée à l’une des deux usines qui s'est déroulée du début septembre à la mi-octobre.
  • La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake s’est établie à 142 000 barils par jour, comparativement à 150 000 barils par jour pour la même période en 2018.
  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 69 000 barils par jour, en hausse par rapport à 45 000 barils par jour pour la période correspondante de 2018. L’augmentation, principalement attribuable au fait que la production a été épargnée des répercussions de la panne d’électricité de 2018, a été contrebalancée en partie par l’activité de révision planifiée de 75 jours entreprise à la fin août. L’incidence de la révision sur la quote-part de la compagnie dans la production brute au cours du trimestre est estimée à 15 000 barils par jour.
  • Les expéditions de pétrole brut par rail se sont chiffrées en moyenne à 52 000 barils par jour au troisième trimestre, comparativement à 64 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2019.
  • Le débit moyen des raffineries était de 363 000 barils par jour, contre 388 000 barils par jour au troisième trimestre de 2018. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 86 %, comparativement à 92 % au troisième trimestre de 2018. Les résultats reflètent l’incidence d’une révision planifiée à l’installation de Nanticoke, qui a été amorcée en septembre et devrait se terminer en novembre ainsi que les répercussions de l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia qui s'est produit plus tôt cette année.
  • Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 488 000 barils par jour, comparativement à 516 000 barils par jour lors du troisième trimestre de 2018. La baisse des volumes est principalement attribuable à la diminution du débit des raffineries.
  • Speedpass+™ application de paiement mobile améliorée et promotion réussie. Pendant cette campagne de promotion, le nombre d’utilisateurs inscrits a augmenté de 50 %. Les utilisateurs de Speedpass+ peuvent maintenant accumuler des points Esso Extra ou PC Optimum lorsqu’ils utilisent l’application dans les stations Esso et Mobil participantes partout au pays.
  • L’Impériale accroîtra ses capacités en matière d’intelligence artificielle. L’Impériale a annoncé une prochaine collaboration avec l’Alberta Machine Intelligence Institute afin de développer ses capacités internes d’apprentissage automatique, de manière à créer des moyens plus efficaces de récupérer les ressources pétrolières et gazières, de diminuer les coûts d’exploitation et de réduire les retombées environnementales.

Comparaison des troisièmes trimestres de 2019 et de 2018

Le bénéfice net de la compagnie au troisième trimestre de 2019 s’est établi à 424 millions de dollars ou 0,56 dollar par action sur une base diluée, comparativement à 749 millions de dollars ou 0,94 dollar par action pour la même période en 2018.

Le bénéfice net du secteur amont s’est établi à 209 millions de dollars au troisième trimestre, contre 222 millions de dollars pour la même période en 2018. La diminution du bénéfice, qui découle principalement de l’augmentation des charges d'exploitation et des redevances par environ 70 et 50 millions de dollars respectivement, a été compensée en partie par la hausse des volumes d’environ 110 millions de dollars, surtout à Syncrude.

Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à 56,44 dollars américains le baril au troisième trimestre de 2019, contre 69,43 dollars américains le baril au trimestre correspondant de 2018. Le prix moyen du Western Canada Select (WCS) s’est établi à 44,21 dollars américains le baril et à 47,49 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. L’écart de prix entre le WTI et le WCS s’est rétréci au cours du troisième trimestre de 2019 pour s’établir en moyenne à environ 12 dollars américains le baril pour le trimestre, comparativement à environ 22 dollars américains le baril à la même période en 2018.

Le dollar canadien s'est établi en moyenne à 0,76 dollar américain au troisième trimestre de 2019, soit pratiquement la même valeur qu’au troisième 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, qui a été contrebalancée en partie par la diminution du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est établi à 51,12 dollars le baril au troisième trimestre de 2019, en hausse par rapport aux 50,42 dollars le baril touchés au troisième 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 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 77,27 dollars le baril au troisième trimestre de 2019, contre 89,70 dollars le baril à la période correspondante de 2018.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 142 000 barils par jour au troisième trimestre, contre 150 000 barils par jour à la période correspondante de 2018.

La production brute de bitume de Kearl s’est établie en moyenne à 224 000 barils par jour au troisième trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 159 000 barils), contre 244 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 173 000 barils) au troisième trimestre de 2018. La baisse de production s’explique principalement par le moment d’une activité de révision planifiée.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 69 000 barils par jour, en hausse par rapport à 45 000 barils par jour au troisième trimestre de 2018. L'augmentation de la production, épargnée des répercussions de la panne d’électricité de 2018, a été contrebalancée en partie par l'activité de révision planifiée.

Le bénéfice net du secteur Aval s'est chiffré à 221 millions de dollars au troisième trimestre, contre 502 millions de dollars au troisième trimestre de 2018. Cette baisse s'explique par la contraction des marges et l'activité de révision planifiée, qui ont retranché respectivement près de 230 et 70 millions de dollars au bénéfice.

Le débit moyen des raffineries était de 363 000 barils par jour, contre 388 000 barils par jour au troisième trimestre de 2018. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 86 %, comparativement à 92 % au troisième trimestre de 2018. La baisse du débit est principalement attribuable à l’incidence d’une révision planifiée à Nanticoke et aux répercussions de l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia qui s'est produit plus tôt en 2019.

Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 488 000 barils par jour, contre 516 000 barils par jour lors du troisième 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 troisième trimestre, comparativement à 69 millions de dollars au trimestre correspondant de 2018, ce qui reflète principalement la baisse des marges.

Les charges du siège social et autres charges se sont établies à 44 millions de dollars au troisième trimestre, la même valeur que celle enregistrée pour la période correspondante de 2018.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 1 376 millions de dollars au troisième trimestre, en hausse par rapport à 1 207 millions de dollars pour la période correspondante de 2018, reflétant principalement les effets favorables des fonds de roulement, contrebalancés en partie par le recul du bénéfice.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 413 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 352 millions de dollars à la période correspondante de 2018.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 519 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 580 millions de dollars au troisième trimestre de 2018. Les dividendes versés au troisième trimestre de 2019 se sont élevés à 169 millions de dollars. Le dividende par action versé au troisième trimestre a été de 0,22 dollar, en hausse par rapport à 0,19 dollar pour la période correspondante de 2018. Au cours du troisième trimestre, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat d’actions, a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 343 millions de dollars, y compris des actions achetées d’Exxon Mobil Corporation. Au troisième trimestre de 2018, la compagnie a acheté environ 10 millions d’actions pour 418 millions de dollars.

Le solde de trésorerie de la compagnie s’établissait à 1 531 millions de dollars au 30 septembre 2019, contre 1 148 millions de dollars à la fin du troisième trimestre de 2018.

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 des neuf premiers mois

  • Le bénéfice net s’est élevé à 1 929 millions de dollars, une augmentation par rapport au bénéfice net de 1 461 millions de dollars en 2018.
  • Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 2,51 dollars, une hausse par rapport au bénéfice net par action de 1,79 dollar en 2018.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 405 millions de dollars, contre 3 051 millions de dollars en 2018.
  • La production brute s’est élevée en moyenne à 398 000 barils d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 367 000 barils par jour en 2018.
  • Le débit moyen des raffineries était de 363 000 barils par jour, par rapport à 386 000 barils par jour en 2018.
  • Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 481 000 barils par jour, par rapport à 503 000 barils par jour en 2018.
  • Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a totalisé 0,63 dollar, en hausse par rapport à 0,54 dollar par action en 2018.
  • Plus de 1,5 milliard de dollars ont été versés aux actionnaires sous la forme d’achats d’actions et de dividendes.

Comparaison des neuf premiers mois de 2019 et de 2018

Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2019 s’est établi à 1 929 millions de dollars ou 2,51 dollars par action sur une base diluée, en hausse par rapport au bénéfice net de 1 461 millions de dollars ou 1,79 dollar par action pour les neuf 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 1 252 millions de dollars pour les neuf premiers mois de l’exercice, reflétant l’incidence favorable de la baisse du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta, qui se chiffre à 689 millions de dollars. Abstraction faite de cette incidence, le bénéfice net de 2019 s’est établi à 563 millions de dollars, en hausse par rapport à un bénéfice net de 172 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. L’amélioration des résultats reflète la hausse des volumes d’environ 530 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 d’environ 220 millions de dollars et des effets de change favorables d’environ 90 millions de dollars. Les résultats ont subi l’incidence négative de l’augmentation des charges d’exploitation d’environ 270 millions de dollars, des redevances plus élevées d’environ 130 millions de dollars et d’une baisse des volumes à Cold Lake se chiffrant à environ 70 millions de dollars.

Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate s’est établi à 57,10 dollars américains pour les neuf premiers mois de 2019, contre 66,77 dollars américains pour la période correspondante de 2018. Le prix moyen du Western Canada Select s’est établi à 45,32 dollars américains le baril et à 44,98 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. L’écart de prix entre le WTI et le WCS s’est rétréci pour s’établir en moyenne à environ 12 dollars américains le baril en moyenne pour les neuf premiers mois de 2019, comparativement à environ 22 dollars américains le baril au cours de la même période en 2018.

Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar américain au cours des neuf premiers mois 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 des neuf premiers mois de 2019, principalement en raison de la baisse des coûts des diluants. Le prix touché pour le bitume s’est établi en moyenne à 52,44 dollars le baril, en hausse par rapport aux 45,04 dollars le baril obtenus 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 74,59 dollars le baril, contre 83,66 dollars le baril à la période correspondante de 2018.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 141 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2019, contre 145 000 barils par jour à la période correspondante de 2018.

La production brute de bitume de Kearl s’est élevée en moyenne à 204 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2019 (la part de l’Impériale se chiffrant à 145 000 barils), en hausse par rapport à 202 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 144 000 barils) à la période correspondante de 2018.

Au cours des neuf premiers mois de 2019, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 76 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 53 000 barils par jour pour la période correspondante de 2018. L’augmentation de la production était principalement attribuable au fait qu’elle n'a pas eu à subir les répercussions d’une panne d’électricité, comme en 2018.

Le bénéfice net du secteur Aval s’est établi à 736 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2019, comparativement à 1 224 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. Cette baisse s'explique par la contraction des marges, des incidents de fiabilité, dont l’incident de la tour de fractionnement de Sarnia et une diminution des volumes de ventes, qui ont retranché respectivement environ 430, 140 et 100 millions de dollars au bénéfice. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par la diminution de l’incidence nette des révisions d’environ 80 millions de dollars et par des effets de change favorables d’environ 60 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries était de 363 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 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 aux répercussions de l’augmentation des activités de révision planifiée et de l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia.

Les ventes de produits pétroliers s’élevaient à 481 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2019, contre 503 000 barils par jour pour 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 110 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2019, contre 220 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 169 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2019, contre 155 millions de dollars pour la période correspondante de 2018.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 405 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2019, en hausse par rapport aux 3 051 millions de dollars constatés à la période correspondante de 2018, ce qui reflète principalement les effets favorables du fonds de roulement.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 1 305 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2019, comparativement à 1 096 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 1 557 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2019, contre 2 002 millions de dollars à la période correspondante de 2018. Les dividendes versés au cours des neuf premiers mois de 2019 se sont élevés à 465 millions de dollars. Le dividende par action versé dans les neuf premiers mois de 2019 a été de 0,60 dollar, en hausse par rapport à 0,51 dollar pour la période correspondante de 2018. Au cours des neuf premiers mois de 2019, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat d’actions, a acheté environ 29,6 millions d’actions pour 1 072 millions de dollars, y compris des actions achetées d’Exxon Mobil Corporation. Au cours des neuf premiers mois de 2018, la compagnie a acheté environ 38,5 millions d’actions pour 1 561 millions de dollars.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport 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 les dépenses en immobilisations en 2019; le calendrier des activités de révision à Nanticoke; la mise au point et l’application de technologies reposant sur l’intelligence artificielle et leurs retombées; et les achats prévus dans le cadre du programme d’achat d’actions 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

 

 

 

Troisième trimestre

 

Neuf 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

8 736

9 732

 

25 979

 

27 209

Total des dépenses

8 182

8 706

 

24 298

 

25 222

Bénéfice (perte) avant impôts

554

1 026

 

1 681

 

1 987

Impôts sur le bénéfice

130

277

 

(248

)

526

Bénéfice (perte) net

424

749

 

1 929

 

1 461

 

 

 

 

 

 

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

0,56

0,94

 

2,51

 

1,79

Bénéfice (perte) net par action ordinaire

– compte tenu d’une dilution (en dollars)

0,56

0,94

 

2,51

 

1,79

 

 

 

 

 

 

Autres données financières

 

 

 

 

 

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

25

6

 

31

 

21

 

 

 

 

 

 

Total des actifs au 30 septembre

 

 

 

41 907

 

41 819

 

 

 

 

 

 

Total du passif au 30 septembre

 

 

 

5 161

 

5 188

 

 

 

 

 

 

Capitaux propres au 30 septembre

 

 

 

24 965

 

23 979

 

 

 

 

 

 

Capital utilisé au 30 septembre

 

 

 

30 150

 

29 186

 

 

 

 

 

 

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

 

 

 

 

 

Total

166

151

 

482

 

438

Par action ordinaire (en dollars)

0,22

0,19

 

0,63

 

0,54

 

 

 

 

 

 

Millions d’actions ordinaires en circulation

 

 

 

 

 

Au 30 septembre

 

 

 

752,9

 

792,7

Moyenne – compte tenu d’une dilution

760,3

800,5

 

770,0

 

816,9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe II

 

 

 

Troisième trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2019

2018

 

2019

2018

 

 

 

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

1 531

 

1 148

 

 

1 531

 

1 148

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net

424

 

749

 

 

1 929

 

1 461

 

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

 

 

 

 

 

Dépréciation et épuisement

419

 

364

 

 

1 201

 

1 099

 

Dépréciation d’actifs incorporels

-

 

46

 

 

-

 

46

 

(Gain) perte à la vente d’actifs

(28

)

(10

)

 

(34

)

(29

)

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

116

 

276

 

 

(359

)

485

 

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

445

 

(218

)

 

668

 

(11

)

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 376

 

1 207

 

 

3 405

 

3 051

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

(413

)

(352

)

 

(1 305

)

(1 096

)

Produits associés à la vente d’actifs

30

 

13

 

 

66

 

34

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(519

)

(580

)

 

(1 557

)

(2 002

)

 

 

 

 

 

 

 

Annexe III

 

 

 

Troisième trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2019

2018

 

2019

2018

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

Secteur Amont

209

 

222

 

 

1 252

 

172

 

Secteur Aval

221

 

502

 

 

736

 

1 224

 

Produits chimiques

38

 

69

 

 

110

 

220

 

Comptes non sectoriels et autres

(44

)

(44

)

 

(169

)

(155

)

Bénéfice (perte) net

424

 

749

 

 

1 929

 

1 461

 

 

 

 

 

 

 

Produits et autres revenus

 

 

 

 

 

Secteur Amont

3 105

 

3 262

 

 

10 000

 

8 880

 

Secteur Aval

6 612

 

7 330

 

 

19 425

 

20 542

 

Produits chimiques

298

 

408

 

 

935

 

1 187

 

Éliminations / Comptes non sectoriels et autres

(1 279

)

(1 268

)

 

(4 381

)

(3 400

)

Produits et autres revenus

8 736

 

9 732

 

 

25 979

 

27 209

 

 

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

 

 

 

 

 

Secteur Amont

1 376

 

1 566

 

 

4 764

 

4 513

 

Secteur Aval

5 142

 

5 567

 

 

15 062

 

15 664

 

Produits chimiques

167

 

239

 

 

531

 

657

 

Éliminations

(1 286

)

(1 273

)

 

(4 401

)

(3 418

)

Achats de pétrole brut et de produits

5 399

 

6 099

 

 

15 956

 

17 416

 

 

 

 

 

 

 

Dépenses de production et de fabrication

 

 

 

 

 

Secteur Amont

1 087

 

1 073

 

 

3 414

 

3 191

 

Secteur Aval

460

 

356

 

 

1 315

 

1 212

 

Produits chimiques

54

 

51

 

 

182

 

154

 

Éliminations

-

 

-

 

 

-

 

-

 

Dépenses de production et de fabrication

1 601

 

1 480

 

 

4 911

 

4 557

 

 

 

 

 

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

 

 

 

 

 

Secteur Amont

302

 

257

 

 

975

 

646

 

Secteur Aval

124

 

105

 

 

364

 

250

 

Produits chimiques

4

 

8

 

 

27

 

19

 

Comptes non sectoriels et autres

12

 

6

 

 

34

 

19

 

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

442

 

376

 

 

1 400

 

934

 

 

 

 

 

 

 

Frais d’exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus

4

 

4

 

 

42

 

13

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe IV

 

 

Données d’exploitation

Troisième trimestre

 

Neuf mois

 

2019

2018

 

2019

2018

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

Cold Lake

142

150

 

141

145

Kearl

159

173

 

145

144

Syncrude

69

45

 

76

53

Classique

13

3

 

12

3

Total de la production de pétrole brut

383

371

 

374

345

LGN mis en vente

2

1

 

1

1

Total de la production de pétrole brut et de LGN

385

372

 

375

346

 

 

 

 

 

 

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

132

127

 

138

124

 

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole (a)

407

393

 

398

367

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

Cold Lake

110

119

 

113

117

Kearl

154

163

 

139

137

Syncrude

60

45

 

66

51

Classique

13

3

 

13

2

Total de la production de pétrole brut

337

330

 

331

307

LGN mis en vente

1

2

 

2

2

Total de la production de pétrole brut et de LGN

338

332

 

333

309

 

 

 

 

 

 

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

131

127

 

137

122

 

 

 

 

 

 

Production nette d’équivalent pétrole (a)

360

353

 

356

329

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

181

194

 

186

198

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

226

234

 

200

200

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)

5

5

 

6

5

 

 

 

 

 

 

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

 

 

 

 

 

Bitume (le baril)

51,12

50,42

 

52,44

45,04

Pétrole synthétique (le baril)

77,27

89,70

 

74,59

83,66

Pétrole brut classique (le baril)

53,90

74,02

 

54,79

70,69

LGN (le baril)

14,96

36,92

 

23,72

38,93

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

1,36

2,19

 

2,06

2,37

 

 

 

 

 

 

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

363

388

 

363

386

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

86

92

 

86

91

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

Essence

259

264

 

250

254

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

164

179

 

169

182

Mazout lourd

25

29

 

24

25

Huiles lubrifiantes et autres produits

40

44

 

38

42

Ventes nettes de produits pétroliers

488

516

 

481

503

 

 

 

 

 

 

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

194

208

 

579

626

(a) 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

 

Troisième trimestre

424

 

0,56

 

Exercice

1 929

 

2,51

 

(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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