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L’Impériale a réalisé un bénéfice de 749 millions de dollars au troisième trimestre de 2018

Friday, November 2, 2018

L’Impériale a réalisé un bénéfice de 749 millions de dollars au troisième trimestre de 2018

 

CALGARY, Alberta

Public Company Information:

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

Imperial Oil Limited (TSX:IMO):

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1,2 milliard de dollars; rendement solide dans tous les secteurs d'activité
  • Production brute record au site de Kearl de 244 000 barils par jour; 202 000 barils par jour en cumul annuel
  • L’Impériale a versé près de 600 millions de dollars aux actionnaires sous la forme de dividendes et d’achats d’actions
                                     
      Troisième trimestre     Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire     2018     2017     %     2018     2017     %
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)     749     371     102     1 461     627     133
Bénéfice (perte) net par action ordinaire

– compte tenu d’une dilution (en dollars)

0,94 0,44 114 1,79 0,74 142
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration 376 159 136 934 455 105
 

Le bénéfice net estimé du troisième trimestre de 2018 s’élève à 749 millions de dollars, une hausse de 378 millions de dollars comparativement au bénéfice net de 371 millions de dollars pour la même période en 2017.

L'accent mis par l'Impériale sur la fiabilité a mené à une production brute record à Kearl de 244 000 barils par jour au cours du trimestre, soit 20 %, ou 41 000 barils par jour, de plus que le record précédent. Cette solide performance a permis d'accroître la production annuelle à ce jour à 202 000 barils par jour. Avec une production en amont globale de 393 000 barils d'équivalent pétrole brut par jour, en légère hausse par rapport à 2017, le bénéfice du secteur Amont s'est établi à 222 millions de dollars, soit le niveau le plus élevé en quatre ans.

Le secteur Aval a continué d'afficher de solides résultats avec un bénéfice trimestriel de 502 millions de dollars. Le débit moyen des raffineries était de 388 000 barils par jour et les ventes de produits pétroliers étaient de 516 000 barils par jour en moyenne, soit le plus haut volume de ventes trimestrielles depuis près de 30 ans.

« Notre réseau de raffinage, notre accès à la logistique et notre capacité de traiter du pétrole brut lourd et de plus en plus du pétrole léger à des prix avantageux ont été des facteurs clés de notre performance en aval depuis le début de l'année », a déclaré Rich Kruger, président du conseil, président et chef de la direction. « Pour l'avenir, dans le contexte difficile du secteur Amont au chapitre du prix, nous sommes particulièrement bien placés pour profiter de l'élargissement des écarts de prix du pétrole brut léger. »

Pour ce qui est du potentiel de croissance future, les approbations réglementaires pour le projet in situ d'Aspen et le projet d’expansion de Cold Lake ont été reçues récemment. Ces deux projets utiliseraient la technologie de l'ajout de solvant à la séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (AS-SGSIV) pour récupérer les ressources de bitume. Les approbations réglementaires appuieraient la production de bitume allant jusqu’à 150 000 barils par jour pour le projet d’Aspen et jusqu’à 50 000 barils par jour pour le projet d’expansion de Cold Lake. Les approbations réglementaires sont actuellement en cours d'examen. Aucune décision d'investissement finale n’a été prise pour le moment.

Conformément à l'engagement de longue date de l'Impériale, près de 600 millions de dollars ont été versés aux actionnaires sous la forme de dividendes et d’achats d’actions au cours du trimestre. Au cours des neuf premiers mois de 2018, environ 2 milliards de dollars ont été versés aux actionnaires.

Faits saillants du troisième trimestre

  • Un bénéfice net de 749 millions de dollars, soit 0,94 dollar par action sur une base diluée, une augmentation de 378 millions de dollars par rapport au bénéfice net de 371 millions de dollars, soit 0,44 dollar par action, au cours du troisième trimestre de 2017. Les résultats du troisième trimestre de 2018 comprennent une charge de dépréciation hors trésorerie de 33 millions de dollars (soit 0,04 dollar par action) liée à l'abrogation par le gouvernement de l'Ontario de sa réglementation sur le plafonnement et l’échange.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 207 millions de dollars, soit le montant le plus élevé en quatre ans, contre 837 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2017 et 859 millions de dollars pour le deuxième trimestre de 2018.
  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 376 millions de dollars, contre 159 millions de dollars par rapport au troisième trimestre de 2017. Les dépenses de la période étaient principalement destinées à soutenir les immobilisations et les projets annoncés. Le total des dépenses en immobilisations pour l'exercice devrait se situer entre 1,3 et 1,4 milliard de dollars.
  • Les dividendes versés et le rachat d’actions ont totalisé 573 millions de dollars au troisième trimestre de 2018, dont le rachat d’environ 10 millions d’actions à un coût de 418 millions de dollars.
  • La production s’est établie en moyenne à 393 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, contre 390 000 barils par jour pour période correspondant de 2017 et 336 000 barils par jour pour le deuxième trimestre de 2018.
  • La production de bitume de Cold Lake s’est établie en moyenne à 150 000 barils par jour contre 163 000 barils pour la même période en 2017. La production de Cold Lake au troisième trimestre a augmenté, de 133 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018 et devrait continuer à augmenter au quatrième trimestre.
  • La production moyenne brute de bitume au site de Kearl s’est établie à 244 000 barils par jour au cours du trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 173 000 barils), contre 182 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 129 000 barils) pour la même période en 2017. Les activités d’entretien prévues à l'une des deux usines ont eu une incidence sur la production brute d'environ 14 000 barils par jour au cours du trimestre. L'entretien a commencé à la fin septembre et s'est terminé à la mi-octobre. La production brute de Kearl au cours des neuf premiers mois de 2018 a augmenté à 202 000 barils par jour en moyenne.
  • La quote-part de l’entreprise dans la production brute de Syncrude s’est élevée à 45 000 barils par jour, contre 74 000 barils par jour pour la même période en 2017. La production au cours du trimestre a été touchée par une panne de courant survenue le 20 juin sur l'ensemble du site, entraînant la fermeture de toutes les unités de traitement. La production a été progressivement rétablie tout au long du trimestre et toutes les usines de cokéfaction ont été remises en service à la mi-septembre.
  • Le débit moyen des raffineries était de 388 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 385 000 barils par jour du troisième trimestre de 2017. L’utilisation des capacités de production était de 92 %, contre 91 % pour la même période en 2017.
  • Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 516 000 barils par jour, leur plus haut niveau en près de 30 ans, en hausse par rapport aux 500 000 barils par jour du troisième trimestre de 2017 et 510 000 barils par jour du deuxième trimestre de 2018.
  • Les bénéfices du secteur Produits chimiques ont atteint 69 millions de dollars, contre 52 millions de dollars pour la même période en 2017. Les prix élevés du polyéthylène et les charges d'alimentation avantageuses se sont traduits par des bénéfices records de 220 millions de dollars pour les neuf premiers mois de l'exercice.
  • Norman Wells a repris le transport en septembre et la production en octobre, après la remise en service de son pipeline d'exportation. En décembre 2016, Enbridge a suspendu de façon proactive le transport sur la conduite 21 par mesure de précaution afin d'assurer l'intégrité à un passage de rivière. À la suite d'un long processus réglementaire, les travaux de remplacement d'une section de deux kilomètres du pipeline de 870 kilomètres ont été terminés en septembre 2018. La production devrait augmenter graduellement au cours des mois à venir pour atteindre environ 10 000 barils par jour, ce qui est conforme aux taux avant l'arrêt des activités.
  • L'Alberta Energy Regulator a récemment donné son approbation réglementaire au projet in situ d'Aspen et au projet d’expansion de Cold Lake. Ces deux projets utiliseraient la technologie de l'ajout de solvant à la séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur pour récupérer les ressources de bitume. Les approbations réglementaires appuieraient la production de bitume allant jusqu’à 150 000 barils par jour pour le projet d’Aspen et jusqu’à 50 000 barils par jour pour le projet d’expansion de Cold Lake. Les approbations réglementaires sont actuellement en cours d'examen. Aucune décision d'investissement finale n’a été prise pour le moment.
  • L'Impériale a annoncé son engagement à réduire de 10 % l'intensité des émissions de gaz à effet de serre dans ses activités d'exploitation des sables pétrolifères d'ici 2023. La mise en œuvre de la technologie de récupération du pétrole de prochaine génération à Cold Lake, l'amélioration de la fiabilité à Kearl et l'amélioration continue de l'efficacité énergétique devraient être les principaux moteurs des réductions.
  • Les points PC Optimum sont maintenant disponibles dans plus de 2 000 stations Esso et Mobil partout au pays. Ce programme offre une valeur ajoutée à nos clients, leur donnant la possibilité de gagner des points pour leurs achats quotidiens les plus courants, qui comprennent maintenant le carburant en plus de l'épicerie et de la pharmacie. Les clients ont bien accueilli le lancement du programme dans les stations Esso, les transactions ayant reçu des points fidélité augmentant de plus de 15 % par rapport à la même période l'an dernier. L'Impériale est le partenaire en carburant exclusif de ce programme de fidélisation.

Comparaison des troisièmes trimestres de 2018 et de 2017

Le bénéfice net de l’entreprise au troisième trimestre de 2018 a été de 749 millions de dollars (soit 0,94 dollar par action sur une base diluée), soit une hausse de 378 millions de dollars comparativement au bénéfice net de 371 millions de dollars (soit 0,44 dollar par action) pour la même période de 2017. Les résultats du troisième trimestre de 2018 comprennent une charge de dépréciation hors trésorerie de 33 millions de dollars (soit 0,04 dollar par action) liée à l'abrogation par le gouvernement de l'Ontario de sa réglementation sur le plafonnement et l’échange.

Le bénéfice net du secteur Amont s’est établi à 222 millions de dollars, soit une hausse de 160 millions de dollars par rapport à la même période de 2017. L’amélioration des résultats reflète les conséquences de l’augmentation des prix du pétrole brut au Canada d’environ 320 millions de dollars et la hausse des volumes de Kearl d’environ 120 millions de dollars, partiellement compensés par une réduction des volumes de Syncrude d’environ 150 millions de dollars et des charges d’exploitation plus élevées d’environ 70 millions de dollars.

Le cours moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi en moyenne à 69,43 USD par baril durant le troisième trimestre de 2018, contre 48,23 USD pour le même trimestre 2017. Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à 47,49 USD par baril, contre 38,29 USD par baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s’est creusé à environ 22 USD par baril au troisième trimestre 2018, comparativement à 10 USD par baril pour la même période en 2017.

Le dollar canadien valait en moyenne 0,76 USD au troisième trimestre de 2018, soit une baisse de 0,04 USD depuis le troisième trimestre de 2017.

Les réalisations moyennes de l’Impériale en dollars canadiens pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont augmenté de manière essentiellement conforme aux références nord-américaines, ajustées en fonction des variations du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est élevé à 50,42 $ par baril au cours du troisième trimestre de 2018, une hausse de 11,40 $ par baril par rapport au troisième trimestre de 2017. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 89,70 $ par baril, soit une augmentation de 28,56 $ pour la même période en 2017.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s'est élevée à 150 000 barils par jour au troisième trimestre, contre 163 000 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 moyenne brute de bitume à Kearl s’est établie à 244 000 barils par jour au cours du troisième trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 173 000 barils), contre 182 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 129 000 barils) durant le troisième 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 une meilleure gestion des charges d'alimentation, partiellement compensée par les activités d’entretien prévu.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée à 45 000 barils par jour, contre 74 000 barils par jour au troisième trimestre de 2017. La baisse de production est attribuable à une panne d'électricité à l'échelle du site qui s'est produite le 20 juin 2018, entraînant la fermeture complète de toutes les unités de traitement. La production a été progressivement rétablie tout au long du trimestre et toutes les usines de cokéfaction ont été remises en service à la mi-septembre.

Le bénéfice net du secteur Aval s'est élevé à 502 millions de dollars au troisième trimestre, une hausse de 210 millions de dollars par rapport au troisième trimestre de 2017. Le bénéfice a augmenté, principalement attribuable à l’élargissement des marges d'environ 220 millions de dollars, partiellement compensé par une charge de dépréciation hors trésorerie de 33 millions de dollars liée à l'abrogation par le gouvernement de l'Ontario de sa réglementation sur le plafonnement et l’échange.

Le débit moyen des raffineries était de 388 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 385 000 barils par jour du troisième trimestre de 2017. L’utilisation des capacités de production a augmenté à 92 %, contre 91 % pour la même période en 2017.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 516 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 500 000 barils par jour du troisième 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 Produits chimiques s’est établi à 69 millions de dollars au cours du troisième trimestre, une hausse de 17 millions de dollars par rapport à la même période de 2017, reflétant le prix ferme du polyéthylène et l'accès à des charges d'alimentation à des prix avantageux.

Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont élevées à 44 millions de dollars au cours du troisième trimestre, contre 35 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 aux avantages 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 1 207 millions de dollars au troisième trimestre, contre 837 millions de dollars pour la période correspondante de 2017, reflétant un bénéfice plus élevé.

Les activités d’investissement ont donné lieu à des décaissements nets de 352 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 234 millions de dollars pour la même période en 2017, reflétant une hausse des acquisitions d’immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 580 millions de dollars au cours du troisième trimestre, contre 393 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2017. Les dividendes payés au troisième trimestre de 2018 se sont élevés à 155 millions de dollars. Les dividendes par action versés au troisième trimestre se sont élevés à 0,19 $ comparativement à 0,16 $ pour la même période en 2017. Au cours du premier trimestre, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 10 millions d’actions pour environ 418 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.

Le solde de trésorerie s’élevait à 1 148 millions de dollars au 30 septembre 2018, comparativement à 833 millions de dollars à la fin du troisième trimestre de 2017.

À l’heure actuelle, la compagnie prévoit 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 1 461 millions de dollars, une augmentation par rapport au bénéfice net de 627 millions de dollars au cours de l’exercice précédent.
  • Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 1,79 $, une hausse par rapport au bénéfice net par action ordinaire de 0,74 $ en 2017.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 051 millions de dollars, contre 1 683 millions de dollars en 2017.
  • La production brute d’équivalent pétrole était en moyenne de 367 000 barils par jour, inchangé par rapport à la période correspondante en 2017.
  • Le débit moyen des raffineries était de 386 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 381 000 barils par jour en 2017.
  • Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 503 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 492 000 barils par jour au cours de l'exercice précédent.
  • Plus de 2 milliards de dollars ont été versés aux actionnaires sous la forme d’achats d’actions et de dividendes.
  • Les dividendes par action déclarés depuis le début de l’exercice se sont élevés à 0,54$, en hausse de 0,07$ par action par rapport à 2017.

Comparaison des neuf premiers mois de 2018 et de 2017

Le bénéfice net des neuf premiers mois 2018 s’est établi à 1 461 millions de dollars ou 1,79 $ par action sur une base diluée, une hausse de 834 millions de dollars comparativement à un bénéfice net de 627 millions de dollars ou 0,74 $ par action pour les neufs premiers mois de 2017.

Le secteur Amont a enregistré un bénéfice net de 172 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2018, soit une hausse de 397 millions de dollars par rapport à une perte nette de 225 millions de dollars à la même période de 2017. L’amélioration des résultats reflète les conséquences de l’augmentation des prix du pétrole brut au Canada d’environ 670 millions de dollars et la hausse des volumes de Kearl d’environ 120 millions de dollars, partiellement compensés par une réduction des volumes de Cold Lake et de Syncrude d’environ 170 millions de dollars, des charges d’exploitation plus élevées d’environ 120 millions de dollars et une hausse des redevances d'environ 60 millions de dollars.

Le cours moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi en moyenne à 66,77 USD par baril au cours des neuf premiers mois de 2018, contre 49,40 USD par baril pour la même période en 2017. Western Canada Select s’est établi en moyenne à 44,98 USD par baril, contre 37,57 USD par baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s’est creusé à environ 22 USD par baril au cours des neuf premiers mois de 2018, comparativement à environ 12 USD pour la même période en 2017.

Le dollar canadien valait en moyenne 0,78 USD au cours des neuf premiers mois de 2018, soit une hausse d'environ 0,01 USD par rapport à la même période en 2017.

Les réalisations moyennes de l’Impériale en dollars canadiens pour le bitume et le pétrole brut synthétique ont augmenté de manière essentiellement conforme aux références nord-américaines, ajustées en fonction des variations du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est élevé à 45,04 $ par baril pour les neuf premiers mois de 2018, une augmentation de 7,22 $ par baril par rapport à 2017. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 83,66 $ par baril, soit une augmentation de 19,29 $ pour la même période en 2017.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est élevée en à 145 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2018, contre 161 000 barils par jour pour la même période en 2017. La baisse des volumes est principalement attribuable aux activités d’entretien prévu et au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur.

La production moyenne brute de bitume à Kearl s’est établie à 202 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2018 (la part de l’Impériale se chiffrant à 144 000 barils), contre 179 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 127 000 barils) pour la même période 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 une meilleure gestion des charges d'alimentation.

Au cours des neuf premiers mois de 2018, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 53 000 barils par jour, comparativement à 56 000 barils par jour pour la période correspondante de 2017. La production annuelle à ce jour à Syncrude a été affectée par la panne d'électricité à l'échelle du site qui s'est produite le 20 juin 2018, entraînant la fermeture complète de toutes les unités de traitement. La production a été progressivement rétablie tout au long du troisième trimestre de 2018 et toutes les usines de cokéfaction ont été remises en service à la mi-septembre. Les réparations associées à l’incendie dans l’unité de valorisation Syncrude de Mildred Lake ont eu un impact sur la production de 2017.

Le bénéfice net du secteur Aval s’est élevé à 1 224 millions de dollars, une hausse de 474 millions de dollars par rapport à l’exercice précédent. Les bénéfices plus élevés reflètent principalement l’élargissement des marges d’environ 910 millions de dollars, contrebalancées en partie par les répercussions de l’augmentation des activités d’entretien prévu et d'événements affectant la fiabilité d’environ 190 millions de dollars, l’absence du gain de 151 millions de dollars sur la vente d’un actif excédentaire en 2017 et une charge de dépréciation hors trésorerie de 33 millions de dollars liée à l'abrogation par le gouvernement de l'Ontario de sa réglementation sur le plafonnement et l’échange.

Le débit des raffineries était en moyenne de 386 000 barils par jour au cours les neuf premiers mois de 2018, en hausse par rapport aux 381 000 barils par jour de la même période en 2017. L’utilisation des capacités de production a augmenté à 91 %, contre 90 % pour la même période en 2017.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 503 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2018, en hausse par rapport aux 492 000 barils par jour de la même période 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 établi à 220 millions de dollars, une hausse de 59 millions de dollars par rapport à l’exercice précédent, reflétant des marges et des volumes plus élevés.

Les comptes non sectoriels ont affiché un solde de 155 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2018, contre un solde de 59 millions de dollars pour la même période 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 aux avantages 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 3 051 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2018, contre 1 683 millions de dollars pour la période correspondante en 2017, reflétant un bénéfice plus élevé.

Les activités d’investissement ont donné lieu à des décaissements nets de 1 096 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2018, comparativement à 454 millions de dollars pour la même période 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 étaient de 2 002 millions de dollars au cours des neufs premiers mois de 2018, contre 787 millions de dollars pour la même période en 2017. Les dividendes payés au cours des neuf premiers mois de 2018 ont totalisé 421 millions de dollars. Les dividendes par action versés au cours des neuf premiers mois de 2018 se sont élevés à 0,51 $ contre 0,46 $ pour la période correspondante en 2017. Au cours des neuf premiers mois de 2018, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 38,5 millions d’actions pour environ 1 561 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Énoncés prévisionnels

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires, sont des énoncés prévisionnels. Les futurs résultats financiers et d’exploitation réels, y compris la croissance de la demande et la combinaison de sources énergétiques; la croissance et la répartition de la production; les plans, les dates, les coûts et les capacités des projets; les taux de production; la durée de production et la récupération des ressources; les économies de coûts; les ventes de produits; les sources de financement; et les dépenses reliées aux immobilisations et à l’environnement sont susceptibles d’être substantiellement différents en raison d’un certain nombre de facteurs, comme les fluctuations de l’offre et de la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques, et les incidences qui en découlent en matière de prix et de marges; les restrictions en matière de transport pour accéder aux marchés, les événements politiques ou l’évolution de la réglementation, y compris des changements apportés aux lois et aux politiques gouvernementales; les taux de redevance applicables et les lois fiscales; l’obtention en temps opportun de l’approbation des organismes de réglementation et de tierces parties; l’opposition de tierces parties à des opérations et projets; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; la réglementation environnementale, y compris les restrictions en matière de changements climatiques et d’émissions de gaz à effet de serre; les taux de change; la disponibilité et l’allocation de capitaux; le rendement de tiers fournisseurs de services; les interruptions opérationnelles imprévues; l’efficacité de la gestion, les négociations commerciales, la gestion de projet et les échéanciers; les développements technologiques inattendus; les dangers et les risques opérationnels; la planification préalable aux catastrophes; la capacité de développer ou d’acquérir de nouvelles réserves; et d’autres facteurs analysés sous la rubrique 1A du formulaire 10-K le plus récent de l’Impériale. Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui sont parfois semblables à ceux d’autres entreprises pétrolières et gazières, parfois exclusifs à l’Impériale. Les résultats réels de l’Impériale peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prévisionnels, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour de toute révision des énoncés prévisionnels 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
 
 
Troisième trimestre Neuf 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 9 732 7 158 27 209 21 347
Total des dépenses     8 706     6 662     25 222     20 556
Bénéfice (perte) avant impôts 1 026 496 1 987 791
Impôts sur le bénéfice     277     125     526     164
Bénéfice (perte) net     749     371     1 461     627
 
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars) 0,94 0,44 1,79 0,74
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) 0,94 0,44 1,79 0,74
 
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts 6 5 21 191
Total de l’actif au 30 septembre 41 819 41 370
 
Total de la dette au 30 septembre 5 188 5 215
Couverture des intérêts par le bénéfice (nombre de fois couverts) (a) 14,9 25,7
 
Autres obligations à long terme au 30 septembre 3 334 3 698
 
Capitaux propres au 30 septembre 23 979 25 021
Capital utilisé au 30 septembre 29 186 30 261
Rendement des capitaux engagés moyens (en pourcentage) (b) 4,8 7,0
 
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total 151 134 438 397
Par action ordinaire (en dollars) 0,19 0,16 0,54 0,47
 
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 30 septembre 792,7 837,6
Moyenne – compte tenu d’une dilution 800,5 844,9 816,9 848,4
                         
(a)   La couverture des intérêts par le bénéfice correspond à la moyenne mobile du bénéfice net, avant intérêts et impôts, divisée par la moyenne des intérêts débiteurs sur les quatre derniers trimestres.
(b) Le rendement du capital utilisé correspond à la moyenne mobile du bénéfice net, coûts de financement après impôts non déduits, divisée par la moyenne du capital utilisé sur les quatre derniers trimestres.
 
               
Annexe II
 
 
Troisième trimestre Neuf mois
en millions de dollars canadiens     2018     2017     2018     2017
 
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période 1 148 833 1 148 833
 
Bénéfice (perte) net 749 371 1 461 627
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement 364 391 1 099 1 135
Dépréciation d'actifs incorporels 46 - 46 -
(Gain) perte à la vente d’actifs (10) (6) (29) (219)
Impôts sur les bénéfices reportés et autres 276 131 485 294
Variations de l’actif et du passif d’exploitation :     (218)     (50)     (11)     (154)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation     1 207     837     3 051     1 683
 
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement (352) (234) (1 096) (454)
Produits associés à la vente d’actifs 13 8 34 230
 
Flux de trésorerie liés aux activités de financement (580) (393) (2 002) (787)
                         
               
Annexe III
 
 
Troisième trimestre Neuf mois
en millions de dollars canadiens     2018     2017     2018     2017
 
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont 222 62 172 (225)
Secteur Aval 502 292 1 224 750
Produits chimiques 69 52 220 161
Comptes non sectoriels et autres     (44)     (35)     (155)     (59)
Bénéfice (perte) net     749     371     1 461     627
 
Produits et autres revenus
Secteur Amont 3 262 2 262 8 880 6 677
Secteur Aval 7 330 5 460 20 542 16 127
Produits chimiques 408 324 1 187 1 014
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres     (1 268)     (888)     (3 400)     (2 471)
Produits et autres revenus     9 732     7 158     27 209     21 347
 
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont 1 566 947 4 513 3 089
Secteur Aval 5 567 4 014 15 664 12 037
Produits chimiques 239 179 657 573
Éliminations     (1 273)     (889)     (3 418)     (2 473)
Achats de pétrole brut et de produits     6 099     4 251     17 416     13 226
 
Dépenses de production et de fabrication
Secteur Amont 1 073 893 3 191 2 917
Secteur Aval 356 394 1 212 1 169
Produits chimiques 51 51 154 152
Éliminations     -     -     -     -
Dépenses de production et de fabrication     1 480     1 338     4 557     4 238
 
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont 257 92 646 286
Secteur Aval 105 55 250 128
Produits chimiques 8 5 19 12
Comptes non sectoriels et autres     6     7     19     29
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration     376     159     934     455
 
Frais d’exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus 4 7 13 29
                         
               
Annexe IV
 
 
Données d’exploitation Troisième trimestre Neuf 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 150 163 145 161
Kearl 173 129 144 127
Syncrude 45 74 53 56
Classique     3     3     3     2
Total de la production de pétrole brut 371 369 345 346
LGN mis en vente     1     1     1     1
Total de la production de pétrole brut et de LGN     372     370     346     347
 
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) 127 121 124 118
 
Production brute d’équivalent pétrole (a) 393 390 367 367
(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 119 134 117 131
Kearl 163 127 137 124
Syncrude 45 68 51 52
Classique     3     3     2     2
Total de la production de pétrole brut 330 332 307 309
LGN mis en vente     2     1     2     1
Total de la production de pétrole brut et de LGN     332     333     309     310
 
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) 127 118 122 110
 
Production nette d’équivalent pétrole (a) 353 353 329 329
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
 
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) 194 212 198 214
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour) 234 158 200 163
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) 5 5 5 6
 
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril) 50,42 39,02 45,04 37,82
Pétrole synthétique (le baril) 89,70 61,14 83,66 64,37
Pétrole brut classique (le baril) 74,02 49,03 70,69 51,21
LGN (le baril) 36,92 28,40 38,93 28,50
Gaz naturel (le millier de pieds cubes) 2,19 1,77 2,37 2,68
 
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour) 388 385 386 381
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) 92 91 91 90
 
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence 264 269 254 258
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur 179 168 182 177
Mazout lourd 29 19 25 19
Huiles lubrifiantes et autres produits     44     44     42     38
Ventes nettes de produits pétroliers     516     500     503     492
 
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes) 208 196 626 590
                         
(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

 

   

en millions de dollars canadiens

    dollars
 
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
Exercice     1 461     1,79

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