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
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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