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L’Impériale communique ses résultats financiers et d’exploitation 2018

Friday, February 1, 2019

L’Impériale communique ses résultats financiers et d’exploitation 2018

 

CALGARY, Alberta

Public Company Information:

TSX:
IMO
CALGARY, Alberta--(BUSINESS WIRE)--

Imperial Oil Limited (TSX:IMO):

  • Des bénéfices estimés de 2 314 millions de dollars pour l’ensemble de l’exercice. Des flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 3 922 millions de dollars
  • Une production brute record à Kearl de 206 000 barils par jour
  • Plus de 2,5 milliards de dollars versés aux actionnaires sous la forme d’achats d’actions et de dividendes
                   
Quatrième trimestre 12 mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire   2018   2017  

      2018   2017  

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) 853 (137) +990 2 314 490 +1 824
Bénéfice (perte) net par action ordinaire

– compte tenu d’une dilution (en dollars)

1,08 (0,16) +1,24 2,86 0,58 +2,28
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration 493 216 +277 1 427 671 +756
 

Le bénéfice net estimé pour l’ensemble de l’exercice 2018 s’est établi à 2 314 millions de dollars, y compris de solides résultats au quatrième trimestre de 853 millions de dollars malgré un environnement commercial volatil. Les résultats de 2018 se comparent à un bénéfice net de 490 millions de dollars en 2017, qui comprenait des pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées du secteur Amont de 566 millions de dollars.

L’exercice a été marqué par un solide rendement financier et d’exploitation dans le secteur Aval, la réalisation des engagements de production dans le secteur Amont et la démonstration de la résilience du modèle d’affaires intégré de l’Impériale.

Le secteur Aval de la compagnie a généré plus de 2,3 milliards de dollars en 2018, un résultat sans précédent si l’on exclut 2016 qui reflétait des gains importants découlant de la vente d’actifs. Au cours de l’exercice, de nombreuses mesures ont été prises pour renforcer la compagnie, notamment tirer parti des avantages de marges liés aux escomptes sur le pétrole brut de l’Ouest canadien. Par ailleurs, les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 504 000 barils par jour, le volume le plus élevé en près de 30 ans.

« L’Impériale a adopté une approche stratégique visant à accroître les bénéfices du secteur Aval en poursuivant ses efforts pour traiter du pétrole brut à des prix avantageux et pour accroître l’utilisation des unités de traitement et la fiabilité globale. De plus, nous avons atteint des niveaux de ventes de produits pétroliers jamais vus depuis des décennies, et nous sommes maintenant au premier rang de l’industrie sur le plan des ventes au détail », a déclaré Rich Kruger, président du conseil, président et chef de la direction.

Le secteur Amont de l’Impériale a connu une excellente année opérationnelle. La compagnie a réalisé une production brute d’équivalent pétrole qui s'est élevée à 383 000 barils par jour en 2018 par rapport à 375 000 barils par jour en 2017. Les efforts axés sur la fiabilité ont mené à une production brute annuelle record à Kearl de 206 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 146 000 barils). La production de Kearl a été particulièrement impressionnante au deuxième semestre de 2018, s’élevant à 230 000 barils par jour en moyenne (la part de l’Impériale se chiffrant à 164 000 barils), contre 181 000 barils par jour au premier semestre. L’Impériale fait actuellement des investissements pour augmenter la production moyenne annuelle brute à 240 000 barils par jour à Kearl en 2020.

« Les solides résultats financiers et d’exploitation obtenus en 2018 ont permis à la compagnie de verser plus de 2,5 milliards de dollars aux actionnaires grâce à un programme de rachat d’actions bonifié et à la croissance de ses dividendes pour une 24e année consécutive », a déclaré M. Kruger.

« L’environnement commercial des derniers mois, y compris la volatilité des prix des bruts légers et lourds, témoigne du dynamisme de l’industrie pétrolière et gazière. Les mesures prises récemment par le gouvernement de l’Alberta en vue d’intervenir sur le marché pétrolier ont accru l’incertitude et l’imprévisibilité du climat des affaires et des investissements. Pour ce qui est de l’avenir, les actifs de grande qualité, le portefeuille équilibré et le modèle d’affaires intégré de l’Impériale lui confèrent une position unique pour concurrencer et offrir une valeur à long terme aux actionnaires. »  

Faits saillants du quatrième trimestre

  • Un bénéfice net de 853 millions de dollars, soit 1,08 dollar par action sur une base diluée, une augmentation de 990 millions de dollars par rapport à une perte nette de 137 millions de dollars ou 0,16 dollar par action au quatrième trimestre de 2017. Le quatrième trimestre de 2017 comprenait des pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées du secteur Amont de 566 millions de dollars.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 871 millions de dollars, comparativement à 1 080 millions de dollars au quatrième trimestre de 2017. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation pour l’ensemble de l’année 2018 se sont élevés à 3 922 millions de dollars.
  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 493 millions de dollars, comparativement à 216 millions de dollars au quatrième trimestre de 2017. Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration pour l’ensemble de l’exercice s’établissaient à 1 427 millions de dollars, consacrées principalement au soutien des dépenses d’investissement et les projets annoncés précédemment.
  • Les dividendes versés et le rachat d’actions ont totalisé 561 millions de dollars au quatrième trimestre de 2018, dont le rachat d’environ 10,1 millions d’actions à un coût de 410 millions de dollars. En 2018, l’Impériale a versé 2 543 millions de dollars aux actionnaires en rachetant environ 48,7 millions d’actions pour un total de 1 971 millions de dollars et en versant des dividendes de 572 millions de dollars.
  • La production s’est élevée en moyenne à 431 000 barils d’équivalents pétrole brut par jour, contre 399 000 barils par jour à la même période en 2017. Ce résultat comprend la production trimestrielle de liquides la plus élevée jamais enregistrée par la compagnie, soit 407 000 barils par jour.
  • La production brute de bitume au site de Kearl s’est élevée en moyenne à 217 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 154 000 barils), contre 176 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 125 000 barils) au cours du quatrième trimestre de 2017. La production a été réduite de 20 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 14 000 barils) en raison des activités d’entretien prévu à l’une des deux usines. L’entretien a commencé à la fin septembre et s’est terminé à la mi-octobre.
  • La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake s’est établie à 151 000 barils par jour, comparativement à 168 000 barils par jour pour la même période en 2017. La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur.
  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 89 000 barils par jour, un nouveau record trimestriel, reflétant une production élevée après la reprise de la production à la suite de la panne de courant survenue dans l’ensemble du site plus tôt dans l’année. Ce résultat se compare à 81 000 barils par jour pour la même période en 2017.
  • La production au site de Norman Wells s’est élevée en moyenne à 7 000 barils par jour, devançant ainsi l’échéancier prévu.
  • Le débit moyen des raffineries était de 408 000 barils par jour, une hausse par rapport à 391 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2017. L’utilisation des capacités de production était de 96 %, contre 92 % pour la même période en 2017.
  • Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 510 000 barils par jour, une hausse par rapport à 496 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2017. Les ventes annuelles se chiffraient à 504 000 barils par jour, représentant les volumes les plus élevés depuis plus de 30 ans.
  • Les bénéfices du secteur Aval se sont élevés à 1 142 millions de dollars, en hausse de 290 millions de dollars par rapport au quatrième trimestre de 2017, attribuable à un solide rendement d’exploitation et à l’élargissement des marges. Cela constitue un trimestre sans précédent, si l’on exclut le quatrième trimestre de 2016, qui a reflété un gain important découlant de la vente d’actifs du secteur Aval.
  • Les bénéfices du secteur Produits chimiques ont atteint 55 millions de dollars pour le trimestre, contribuant ainsi aux bénéfices de 275 millions de dollars pour l’ensemble de l’exercice, soit le deuxième meilleur résultat annuel de l’histoire de l’entreprise.
  • L’Impériale a conclu une gamme d’ententes avec des communautés autochtones de la région de l’Athabasca. Ces ententes pluriannuelles avec la collectivité fournissent un cadre pour la consultation avec les peuples autochtones, la prospection de clientèle, le perfectionnement de la main-d’œuvre et la concertation publique dans les régions où la compagnie exerce ses activités.
  • Protéger la forêt boréale. L’Impériale a renoncé à un bail de 23 000 acres (brut) à l’appui du Biodiversity Stewardship Area Wildland Provincial Park proposé. Cette démarche est dirigée par la Première nation crie Mikisew et représente un effort conjoint important de l’industrie, de la collectivité et du gouvernement pour protéger d’importantes aires de conservation adjacentes aux parcs établis, dont le parc national Wood Buffalo.
  • L’Impériale célèbre ses 40 ans comme commanditaire principal de la Semaine du hockey mineur Esso. Le tournoi est le plus important tournoi de hockey mineur au monde comptant plus de 12 000 enfants, 650 équipes, 900 parties, 2 600 entraîneurs et 4 000 bénévoles. L’Impériale, sous sa marque Esso, appuie le sport canadien depuis 1936, année où l’entreprise a commandité la première émission radiophonique nationale de hockey.

Comparaison des quatrièmes trimestres de 2018 et de 2017

Le bénéfice net de la compagnie au quatrième trimestre de 2018 a été de 853 millions de dollars ou 1,08 dollar par action sur une base diluée, soit une hausse de 990 millions de dollars comparativement à une perte nette de 137 millions de dollars ou 0,16 dollar par action pour la même période de 2017. Les résultats du quatrième trimestre de 2017 comprenaient des pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées du secteur Amont de 566 millions de dollars.

Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 310 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à une perte nette de 481 millions de dollars pour la même période de 2017. L’amélioration des résultats reflète l’absence de pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées de 566 millions de dollars, la baisse des redevances d’environ 140 millions de dollars, l’augmentation des volumes d’environ 70 millions de dollars et des effets des taux de change favorables d’environ 50 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par les effets de la baisse des prix du pétrole brut au Canada d’environ 700 millions de dollars et des charges d’exploitation plus élevées d’environ 80 millions de dollars.

La valeur moyenne de West Texas Intermediate (WTI) s’est élevée en moyenne à 59,54 dollars américains le baril au quatrième trimestre de 2018, une hausse par rapport à 55,32 dollars américains le baril au cours du même trimestre de 2017. Le cours moyen du Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à 20,20 dollars américains le baril, contre 43,15 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel WTI et WCS s’est considérablement élargi au cours du quatrième trimestre de 2018 pour s’établir en moyenne à environ 40 dollars américains le baril pour le trimestre, comparativement à environ 12 dollars américains le baril au cours de la même période en 2017.

Le dollar canadien atteignait en moyenne 0,76 dollar américain au quatrième trimestre de 2018, soit une baisse de 0,03 dollar américain par rapport au quatrième trimestre de 2017.

Le prix moyen, en dollars canadiens, que l’Impériale a obtenu pour le bitume a reculé de manière essentiellement conforme au WCS, ajusté en fonction des variations du taux de change et des coûts de transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est établi à 16,73 dollars le baril pour le quatrième trimestre de 2018, comparativement à 42,92 dollars le baril au quatrième trimestre de 2017. Le prix moyen, en dollars canadiens, que la compagnie a obtenu pour le bitume brut a reculé considérablement par rapport au WTI, ajusté pour les changements du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique s’est établi à 47,63 dollars le baril par rapport à 74,12 dollars pour la même période en 2017.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie à 151 000 barils par jour au quatrième trimestre, comparativement à 168 000 barils par jour pour la même période de l’exercice précédent. La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur.

La production brute de bitume au site de Kearl s’est élevée en moyenne à 217 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 154 000 barils), contre 176 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 125 000 barils) au cours du quatrième trimestre de 2017. L’augmentation de la production est principalement attribuable à une meilleure fiabilité opérationnelle associée à la préparation du minerai, à une meilleure durabilité des conduites et à une meilleure gestion des charges d’alimentation.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 89 000 barils par jour, une hausse par rapport à 81 000 barils par jour au quatrième trimestre 2017. L’augmentation des volumes est principalement attribuable à la réduction des temps d’arrêt.

Le bénéfice net du secteur Aval s’est élevé à 1 142 millions de dollars au quatrième trimestre, une hausse de 852 millions de dollars par rapport au quatrième trimestre de 2017. Les bénéfices ont augmenté principalement en raison de l’élargissement des marges d’environ 640 millions de dollars et de l’absence d’activités d’entretien au cours du trimestre d’environ 190 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries était de 408 000 barils par jour, une hausse par rapport à 391 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2017. L’utilisation des capacités de production a augmenté à 96 %, contre 92 % pour la même période en 2017.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 510 000 barils par jour, une hausse par rapport à 496 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2017. La croissance des ventes est toujours soutenue par l’optimisation de l’ensemble de la chaîne de valeur du secteur Aval et le renforcement des capacités logistiques de l’Impériale.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à 55 millions de dollars pour le quatrième trimestre, contre 74 millions de dollars pour le même trimestre en 2017, une baisse principalement attribuable aux marges sectorielles.

Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont élevées à 34 millions de dollars au cours du quatrième trimestre, comparativement à 20 millions de dollars pour la même période en 2017. Dans le cadre de l’entrée en vigueur de la mise à jour du Financial Accounting Standards Board (FASB), intitulée Compensation – Retirement Benefits (Topic 715): Improving the Presentation of Net Periodic Pension Cost and Net Periodic Postretirement Benefit Cost, en date du 1er janvier 2018, les comptes non sectoriels et autres comprennent les dépenses associées à la retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite. Avant 2018, la majorité de ces coûts étaient alloués aux différents secteurs d’exploitation.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 871 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à 1 080 millions de dollars pour la période correspondante de 2017, reflétant des effets défavorables du fonds de roulement, partiellement compensés par des revenus plus élevés.

Les activités d’investissement ont donné lieu à des décaissements nets de 463 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à 327 millions de dollars pour la même période en 2017, reflétant une hausse des acquisitions d’immobilisations corporelles.

Les liquidités affectées aux activités de financement étaient de 568 millions de dollars au cours du quatrième trimestre, comparativement à 391 millions de dollars au cours du quatrième trimestre de 2017. Les dividendes payés au cours du quatrième trimestre de 2018 étaient de 151 millions de dollars. Les dividendes par action versés au quatrième trimestre se sont élevés à 0,19 dollar, une hausse par rapport à 0,16 dollar pour la période correspondante de 2017. Au cours du quatrième trimestre, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 10,1 millions d’actions pour 410 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.

Le solde de trésorerie de la compagnie s’est établi à 988 millions de dollars au 31 décembre 2018, comparativement à 1 195 millions de dollars à la fin de 2017.

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 pour l’exercice financier

  • Le bénéfice net s’est élevé à 2 314 millions de dollars, une hausse de 1 824 millions de dollars par rapport à 2017.
  • Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 2,86 dollars, une hausse par rapport au bénéfice net par action ordinaire de 2,28 dollars en 2017.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 922 millions de dollars, une hausse de 1 159 millions de dollars par rapport à 2017.
  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 1 427 millions de dollars. En 2019, les dépenses en immobilisations devraient se situer entre 2,3 et 2,4 milliards de dollars, dont environ 800 millions de dollars liés au projet in situ d’Aspen.
  • La production de pétrole brut équivalent s’est élevée en moyenne à 383 000 barils par jour, une hausse de 8 000 barils par jour par rapport à 2017.
  • Une production brute record au site de Kearl de 206 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 146 000 barils).
  • Le débit moyen des raffineries s’est élevé à 392 000 barils par jour, une hausse de 9 000 barils par jour par rapport à 2017.
  • Le bénéfice net du secteur Aval s’est élevé à 2 366 millions de dollars, une hausse de 1 326 millions de dollars par rapport à 2017, un résultat sans précédent abstraction faite des gains de la vente d’actifs.
  • Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est élevé à 275 millions de dollars, soit le deuxième meilleur bénéfice de l’histoire de la Société, une hausse de 40 millions de dollars par rapport à 2017.
  • Les dividendes par action déclarés depuis le début de l’exercice se sont élevés à 0,73 dollar, une hausse de 0,10 dollar par action par rapport à 2017.
  • Plus de 1 971 millions de dollars ont été versés aux actionnaires sous la forme d’achats d’actions.

Comparaison des exercices complets de 2018 et de 2017

Le bénéfice net en 2018 s’est élevé à 2 314 millions de dollars ou 2,86 dollars par action sur une base diluée, une augmentation de 1 824 millions de dollars comparativement à un bénéfice net de 490 millions de dollars ou 0,58 dollar par action en 2017. Les résultats de l’exercice précédent comprenaient des pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées de 566 millions de dollars.

Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 138 millions de dollars en 2018, comparativement à une perte nette de 706 millions de dollars en 2017. L’amélioration des résultats reflète l’absence de pertes de valeur comptabilisées de 566 millions de dollars, les volumes plus élevés à Kearl d’environ 210 millions de dollars, la baisse des redevances d’environ 80 millions de dollars, et des effets des taux de change favorables d’environ 50 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par les charges d’exploitation plus élevées d’environ 200 millions de dollars, la baisse des volumes à Cold Lake d’environ 170 millions de dollars et la baisse des prix obtenus pour le pétrole brut au Canada d’environ 60 millions de dollars.

La valeur moyenne de West Texas Intermediate s’est élevée à 65,03 dollars américains le baril en 2018, une hausse par rapport à 50,85 dollars américains le baril en 2017. Le cours moyen du Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à 38,71 dollars américains et 38,95 dollars américains respectivement pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s’est creusé pour s’établir en moyenne à 26 dollars américains le baril au troisième trimestre en 2018, comparativement à environ 12 dollars américains le baril pour la même période en 2017.

Le dollar canadien atteignait en moyenne 0,77 dollar américain en 2018, un taux de change demeuré inchangé par rapport à 2017.

Le prix moyen, en dollars canadiens, que l’Impériale a obtenu pour le bitume a reculé de manière essentiellement conforme au WCS, ajustée en fonction des variations du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est établi à 37,56 dollars le baril pour 2018, soit une baisse de 1,57 dollar le baril par rapport à 2017. Le prix moyen, en dollars canadiens, que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut synthétique a augmenté de 3,08 dollars le baril pour s’établir en moyenne à 70,66 dollars le baril en moyenne en 2018, mais l’élargissement de l’écart entre le prix du pétrole brut léger de l’Ouest canadien et celui du WTI au quatrième trimestre de 2018 a eu une incidence négative sur le prix obtenu pour le pétrole brut synthétique.

La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en moyenne à 147 000 barils par jour en 2018, comparativement à 162 000 barils par jour en 2017. La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur et aux travaux d’entretien programmés.

La production brute de bitume au site de Kearl s’est élevée en moyenne à 206 000 barils par jour en 2018 (la part de l’Impériale se chiffrant à 146 000 barils), contre 178 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 126 000 barils) en 2017. L’augmentation de la production en 2018 reflète une meilleure fiabilité opérationnelle associée à la préparation du minerai, à une meilleure durabilité des conduites et à une meilleure gestion des charges d’alimentation.

Au cours de 2018, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 62 000 barils par jour, demeurant inchangée par rapport à 2017.

Le bénéfice net du secteur Aval s’est élevé à 2 366 millions de dollars, une hausse de 1 326 millions de dollars par rapport à l’exercice précédent. Les bénéfices plus élevés reflètent principalement l’élargissement des marges d’environ 1 530 millions de dollars contrebalancés en partie par l’absence d’un gain de 151 millions de dollars sur la vente d’un actif excédentaire en 2017.

Le débit moyen des raffineries a été de 392 000 barils par jour en 2018, une hausse par rapport à 383 000 barils par jour en 2017. L’utilisation des capacités de production a augmenté à 93 %, contre 91 % en 2017.

Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 504 000 barils par jour en 2018, une hausse par rapport à 492 000 barils par jour en 2017. La croissance des ventes est toujours soutenue par l’optimisation de l’ensemble de la chaîne de valeur du secteur Aval et le renforcement des capacités logistiques de l’Impériale.

Le bénéfice net du secteur Produits chimiques s’est élevé à 275 millions de dollars, une hausse de 40 millions de dollars par rapport à l’exercice précédent, reflétant des marges et des volumes plus élevés.

Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont élevées à 189 millions de dollars en 2018, contre 79 millions de dollars en 2017. À compter du 1er janvier 2018, les comptes non sectoriels et autres comprennent les dépenses associées à la retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite. Avant 2018, la majorité de ces coûts étaient alloués aux différents secteurs d’exploitation.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 922 millions de dollars 2018, contre 2 763 millions de dollars en 2017, reflétant principalement des bénéfices plus élevés partiellement annulés par des effets défavorables du fonds de roulement.

Les activités d’investissement ont donné lieu à des décaissements nets de 1 559 millions de dollars en 2018, comparativement à 781 millions de dollars en 2017, reflétant une hausse des acquisitions d’immobilisations corporelles et une baisse des produits de la vente d’actifs.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont élevés à 2 570 millions de dollars en 2018, comparativement à 1 178 millions de dollars en 2017. Les dividendes versés en 2018 se sont élevés à 572 millions de dollars. Le dividende versé par action en 2018 a été de 0,70 dollar, une hausse par rapport à 0,62 dollar en 2017. Au cours de 2018, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 48,7 millions d’actions pour 1 971 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent communiqué 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 énoncés prospectifs peuvent être caractérisés par des termes comme « croire », « anticiper », « proposer », « planifier », « viser », « estimer », « s’attendre à », « futur », « continuer », « probable », « pouvoir », « devoir », « sera » et d’autres termes semblables faisant référence à des périodes futures. Les déclarations relatives à l’utilisation du secteur Aval, à la fiabilité et à l’ensemble des charges d’alimentation, à la croissance des ventes de produits grâce à l’optimisation et à l’expansion, aux perspectives de production et à la croissance de Kearl, à la capacité de fournir une valeur à long terme, aux ententes pluriannuelles avec les collectivités autochtones, aux rachats prévus d’actions et à la structure du capital prévu et aux dépenses, notamment les montants liés à Aspen constituent des énoncés prospectifs.

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 réels actuels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la croissance de la demande et la combinaison de sources énergétiques, le prix des marchandises et les taux de change, les taux de production, la croissance et la composition, les plans, les dates, les coûts, capacités et l’exécution des projets, la durée de production et la récupération des ressources, les économies de coûts, les ventes de produits, 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 et les restrictions concernant les gaz à effet de serre; 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 dangers et les risques opérationnels; la préparation aux catastrophes; 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 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 rapport, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce rapport 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
 
 
Quatrième trimestre 12 mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire   2018   2017     2018   2017
 
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus 7 890 8 077 35 099 29 424
  Total des dépenses   6 804   8 286     32 026   28 842
Bénéfice (perte) avant impôts 1 086 (209) 3 073 582
  Impôts sur le bénéfice   233   (72)     759   92
  Bénéfice (perte) net   853   (137)     2 314   490
 
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars) 1,08 (0,16) 2,87 0,58
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) 1,08 (0,16) 2,86 0,58
 
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts 17 1 38 192
Total de l’actif au 31 décembre 41 456 41 601
 
Total du passif au 31 décembre 5 180 5 207
Autres obligations à long terme au 31 décembre 2 943 3 780
 
Capitaux propres au 31 décembre 24 489 24 435
Capital utilisé au 31 décembre 29 692 29 661
Rendement des capitaux engagés moyens (en pourcentage) (a) 8,1 1,8
 
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total 149 134 587 531
Par action ordinaire (en dollars) 0,19 0,16 0,73 0,63
 
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 31 décembre 782,6 831,2
Moyenne – compte tenu d’une dilution 789,6 837,8 810,1 845,7
                     

(a) Le rendement sur les capitaux engagés est constitué du bénéfice net annuel du secteur d’activité excluant les coûts après impôt du
financement divisé par la moyenne des capitaux engagés dans le secteur d’activité (une moyenne des montants de début et de la
fin de l’exercice).

 
         
Annexe II
 
 
Quatrième trimestre 12 mois
en millions de dollars canadiens   2018   2017     2018   2017
 
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période 988 1 195 988 1 195
 
Bénéfice (perte) net 853 (137) 2 314 490
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement 410 1 037 1 509 2 172
Dépréciation d’actifs incorporels - - 46 -
(Gain) perte à la vente d’actifs (25) (1) (54) (220)
Impôts sur les bénéfices reportés et autres 321 27 806 321
Variations de l’actif et du passif d’exploitation :   (688)   154     (699)   -
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation   871   1 080     3 922   2 763
 
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement (463) (327) (1 559) (781)
Produits associés à la vente d’actifs 25 2 59 232
 
Flux de trésorerie liés aux activités de financement   (568)   (391)     (2 570)   (1 178)
 
         
Annexe III
 
 
Quatrième trimestre 12 mois
en millions de dollars canadiens   2018   2017     2018   2017
 
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont (310) (481) (138) (706)
Secteur Aval 1 142 290 2 366 1 040
Produits chimiques 55 74 275 235
Comptes non sectoriels et autres   (34)   (20)     (189)   (79)
Bénéfice (perte) net   853   (137)     2 314   490
 
Produits et autres revenus
Secteur Amont 2 290 2 905 11 170 9 582
Secteur Aval 6 295 6 011 26 837 22 138
Produits chimiques 331 357 1 518 1 371
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres   (1 026)   (1 196)     (4 426)   (3 667)
Produits et autres revenus   7 890   8 077     35 099   29 424
 
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont 1 320 1 437 5 833 4 526
Secteur Aval 3 662 4 506 19 326 16 543
Produits chimiques 174 178 831 751
Éliminations   (1 031)   (1 202)     (4 449)   (3 675)
Achats de pétrole brut et de produits   4 125   4 919     21 541   18 145
 
Dépenses de production et de fabrication
Secteur Amont 1 114 996 4 305 3 913
Secteur Aval 394 407 1 606 1 576
Produits chimiques 56 57 210 209
Éliminations   -   -     -   -
Dépenses de production et de fabrication   1 564   1 460     6 121   5 698
 
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont 345 130 991 416
Secteur Aval 133 72 383 200
Produits chimiques 6 5 25 17
Comptes non sectoriels et autres   9   9     28   38
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration   493   216     1 427   671
 
Frais d’exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus   6   154     19   183
 
         
Annexe IV
 
 
Données d’exploitation Quatrième trimestre 12 mois
    2018   2017     2018   2017
 
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Cold Lake 151 168 147 162
Kearl 154 125 146 126
Syncrude 89 81 62 62
Classique   11   3     5   4
Total de la production de pétrole brut 405 377 360 354
LGN mis en vente   2   1     1   1
Total de la production de pétrole brut et de LGN   407   378     361   355
 
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) 144 126 129 120
 
Production brute d’équivalent pétrole (a) 431 399 383 375
(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 128 134 120 132
Kearl 130 122 135 123
Syncrude 89 72 60 57
Classique   12   2     5   3
Total de la production de pétrole brut 359 330 320 315
LGN mis en vente   1   1     2   1
Total de la production de pétrole brut et de LGN   360   331     322   316
 
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) 138 124 126 114
 
Production nette d’équivalent pétrole (a) 383 352 343 335
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
 
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) 201 222 199 216
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour) 230 172 207 165
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) 8 5 6 6
 
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril) 16,73 42,92 37,56 39,13
Pétrole synthétique (le baril) 47,63 74,12 70,66 67,58
Pétrole brut classique (le baril) 22,95 60,05 41,84 53,51
LGN (le baril) 38,18 43,06 38,66 31,46
Gaz naturel (le millier de pieds cubes) 2,59 2,28 2,43 2,58
 
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour) 408 391 392 383
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) 96 92 93 91
 
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence 258 259 255 257
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur 189 177 183 177
Mazout lourd 27 14 26 18
Huiles lubrifiantes et autres produits   36   46     40   40
Ventes nettes de produits pétroliers   510   496     504   492
 
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)   181   184     807   774

(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
 
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
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

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

 

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 responsable. Principal raffineur de produits pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut, producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la distribution de carburant à l’échelle du pays, notre entreprise continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce, dans tous les secteurs d’activité.

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