Communiqué de presse du T2 POUR LES SIX MOIS TERMINÉS LE 30 JUIN 2011
Calgary, le 28 juillet 2011 L'Impériale déclare ses résultats estimatifs financiers et d'exploitation du deuxième trimestre Deuxième trimestre pour 2011 2010 cent
(en millions de dollars, sauf indication contraire)
Six mois 2011
2010
pour cent
Bénéfice net (PCGR des États-Unis) Bénéfice net par action ordinaire – compte tenu d'une dilution (en dollars)
726
517
40
1 507
993
52
0,85
0,60
40
1,76
1,16
52
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration
925
881
5
1 784
1 781
-
Bruce March, président du conseil, président et chef de la direction de l'Impériale, a commenté comme suit : « Au deuxième trimestre de 2011, le bénéfice net de l'Impériale était de 726 millions de dollars, en hausse de 40 pour cent, soit de 209 millions de dollars par rapport à 2010. Les activités du secteur amont ont contribué en majeure partie à cette augmentation avec de solides résultats stimulés, entre autres, par une hausse de production de nos opérations à Cold Lake, qui ont atteint un autre record de production ce trimestre. Dans l'ensemble, les résultats dans le secteur amont étaient excellents malgré les défis de livraison des volumes de pétrole brut classique de nos opérations de Norman Wells en raison de problèmes de fiabilité de pipelines tiers au cours du trimestre. Je suis particulièrement satisfait de constater que l'organisation continue à soutenir la performance des activités de base tout en exécutant une kyrielle complexe de projets, y compris celui des sables pétrolifères de Kearl. Nos activités dans le secteur aval ont continué à contribuer de par leurs solides résultats en dépit de l'importance des activités d'entretien planifié des raffineries qui ont eu une incidence sur les bénéfices du deuxième trimestre d'environ 95 millions de dollars. L'excellence en exploitation demeure une préoccupation clé pour nos activités du secteur aval. Les produits chimiques ont connu un bon rendement avec de solides activités, ventes et marges contribuant à un autre trimestre marqué de bons résultats. L'approche commerciale à long terme, disciplinée et continue de l'Impériale nous a permis de faire avancer les plans de croissance de la compagnie tout en maintenant l'accent et sur un bon rendement des activités de base. Les dépenses en immobilisations et d'exploration jusqu'à la fin du mois de juin s'élevaient à 1 784 millions de dollars, consacrées principalement à la poursuite de la mise en valeur du projet Kearl. En plus des immobilisations dans le cadre du projet Kearl, nous continuons à développer les activités à Cold Lake, y compris le projet Nabiye et le projet de production pilote de Horn River. La poursuite de notre excellent rendement commerciale nous a permis de financer ces investissements essentiellement à partir des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation. » L’Impériale est l’un des plus importants organismes du Canada, il est l’un des chefs de file de l’industrie pétrolière du pays. C’est un des plus grands producteurs de pétrole brut et de gaz naturel du Canada. C’est aussi le principal raffineur de pétrole du pays, un producteur clé de produits pétrochimiques et un des principaux distributeurs de produits pétroliers vendus par l’entremise d’un réseau d’approvisionnement pancanadien qui compte environ 1 850 stations-service.
1
Faits saillants du deuxième trimestre •
Le bénéfice net s'est établi à 726 millions de dollars, par rapport à 517 millions de dollars pour le deuxième trimestre de 2010, une augmentation de 40 pour cent, ou 209 millions de dollars.
•
Le bénéfice net par action ordinaire était de 0,85 $, une augmentation de 40 pour cent par rapport au deuxième trimestre de 2010.
•
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation étaient de 656 millions de dollars, montant duquel étaient déduits 232 millions de dollars pour les contributions aux régimes de retraite de la compagnie. Ce qui représente le double des 324 millions de dollars générés pour la période correspondante de l'exercice précédent.
•
Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont élevées à 925 millions de dollars, en hausse de 5 pour cent par rapport au deuxième trimestre de 2010, en raison du développement du projet de sables pétrolifères de Kearl et des autres projets de croissance.
•
La production brute en équivalent pétrole était en moyenne de 292 mille barils par jour, par rapport à 300 mille barils pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse des volumes de production au deuxième trimestre était due principalement à une baisse des volumes de Syncrude, résultant de l'augmentation des activités d'entretien, et à une baisse de la production de pétrole brut classique résultant des interruptions de service non planifiées d’un pipeline tiers. Ces effets ont été partiellement compensés par une augmentation de la production de bitume à Cold Lake.
•
Cold Lake atteint un autre record de production – Cold Lake a établi un record de production au deuxième trimestre avec une moyenne de 158 mille barils par jour, par rapport à 140 mille barils au deuxième trimestre de 2010 et à 157 mille barils au premier trimestre de 2011. L'augmentation est due à la contribution de l'injection de vapeur dans de nouveaux puits en 2010 et 2011 et à la nature cyclique de la production à Cold Lake.
•
Le point sur le projet des sables pétrolifères de Kearl – Le développement initial de Kearl est complété à 68 pour cent et progresse dans les délais avec un lancement projeté pour fin 2012. Le plan de mise en valeur de Kearl a été reconfiguré d'une stratégie en trois phases à une en deux phases. La production de la phase de mise en valeur initiale sera de 110 mille barils de bitume par jour. Une deuxième phase d'extension, avec décongestionnement des deux phases, permettra d'atteindre la capacité réglementaire de 345 mille barils par jour. Nous évaluons la décision récemment prise par le Tribunal du Montana interdisant tout permis de transport de modules sur l’autoroute 12 et nous sommes incités par les conclusions de l’agent d’audition de l’Idaho qui ont été mentionnées lors du procès-verbal, dans le cadre d’une contestation, et qui confirment les préparations d’un transport de modules sécuritaire sur la section de l'autoroute 12 se trouvant en Idaho. Des mesures ont été entreprises, et sont presque parvenues à leur fin, dans le but de diminuer la taille des modules à Lewiston, Idaho, et la compagnie a commencé à transporter des modules dont la taille est réduite par voie de routes alternatives à la mi-juillet.
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Acquisition de concessions – L'Impériale et ExxonMobil Canada ont fait l'acquisition conjointe de deux licences d'exploration totalisant 444 mille acres nettes dans la région de Summit Creek de la vallée centrale du Mackenzie dans les Territoires du Nord-Ouest.
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Le point sur le projet pilote de Horn River – Le projet a été approuvé et le forage a commencé en avril sur la plateforme multipuits horizontale de l'Impériale afin d'évaluer la productivité des puits et le rendement financier. Tous les coffrages de surface ont été installés et le premier puits de la section de production a été foré et coffré. Le programme progresse dans les délais, le démarrage étant prévu pour fin 2012.
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La raffinerie de Strathcona gagne un prix de sécurité – La raffinerie de l'Impériale à Strathcona a été reconnue par l'Alberta Petro-Chemical Safety Council pour avoir obtenu le meilleur rendement de 2010 grâce à ses membres qui ont réussit à enregistrer le plus faible taux d'accidents de travail.
2
Deuxième trimestre de 2011 c. deuxième trimestre de 2010 Le bénéfice net de la compagnie pour le deuxième trimestre de 2011 s'est élevé à 726 millions de dollars, soit 0,85 $ l’action sur une base diluée, par rapport à 517 millions de dollars, soit 0,60 $ l’action, pour la période correspondante de l'exercice précédent. Les bénéfices du deuxième trimestre ont été supérieurs à ceux du trimestre correspondant en 2010 et l'augmentation est due principalement à l'incidence des prix plus élevés du pétrole brut d'environ 430 millions de dollars, à un élargissement des marges de raffinage d'environ 80 millions de dollars et à une augmentation de la production de bitume à Cold Lake d'environ 70 millions de dollars. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets défavorables des coûts de redevances plus élevés d'environ 120 millions de dollars, d'une baisse des volumes de Syncrude d'environ 50 millions de dollars, essentiellement en raison d'une augmentation des activités d'entretien non planifié et d'une diminution des volumes de pétrole brut classique d'environ 45 millions de dollars, due à des problèmes de fiabilité de pipelines tiers. Les résultats ont également souffert des effets de change d'un dollar canadien plus fort d'environ 70 millions de dollars et d'une augmentation des activités d'entretien planifié des raffineries d'environ 40 millions de dollars. Les bénéfices du deuxième trimestre de 2010 comprenaient un gain d'environ 25 millions de dollars sur la vente d'immobilisations hors exploitation. Le bénéfice net du deuxième trimestre pour le secteur amont s'est élevé à 624 millions de dollars, soit 178 millions de dollars de plus qu’à la période correspondante en 2010. Les bénéfices ont augmenté en raison des prix plus élevés du pétrole brut d'environ 430 millions de dollars et d'une augmentation de la production de bitume à Cold Lake d'environ 70 millions de dollars. Ces facteurs ont été partiellement annulés par une diminution des volumes de Syncrude d'environ 50 millions de dollars, résultant principalement de l'accroissement des activités d'entretien non planifié, et par une baisse des volumes de pétrole brut classique totalisant environ 45 millions de dollars étant due aux problèmes de fiabilité de pipelines tiers. Les résultats ont également souffert de la hausse du coût des redevances due aux prix plus élevés des marchandises d'environ 120 millions de dollars et des effets de change d'un dollar canadien plus fort d'environ 55 millions de dollars. Le prix moyen du pétrole brut Brent, un brut de référence courant sur le marché pétrolier de la côte de l'Atlantique, était de 117,33 $ le baril en dollars américains au cours du deuxième trimestre de 2011, en hausse d'environ 50 pour cent par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix moyen du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), une référence courante sur le marché pétrolier du centre du continent Nord-Américain, était de 102,34 $ le baril en dollars américains au cours du deuxième trimestre de 2011, en hausse d'environ 31 pour cent par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les prix moyens que la compagnie a obtenus sur les ventes de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique canadiens ont augmenté proportionnellement. Les prix moyens que la compagnie a obtenus pour le bitume au cours du deuxième trimestre étaient plus élevés d'environ 26 pour cent par rapport à ceux de la période correspondante en 2010, ce qui s’harmonise plus à la faiblesse persistante du marché du pétrole brut WTI. La production brute de bitume à Cold Lake a atteint une moyenne de 158 mille barils par jour, un record pour un deuxième trimestre, en hausse par rapport à 140 mille barils pour le trimestre correspondant en 2010. L'augmentation des volumes de production était due à la contribution de l'injection de vapeur dans de nouveaux puits en 2010 et 2011 et à la nature cyclique de la production à Cold Lake. La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude était de 70 mille barils par jour au cours du deuxième trimestre, contre 81 mille barils au cours du deuxième trimestre de 2010. La baisse de production était due principalement à une augmentation des activités d'entretien non planifié et à l'incidence négative de feux de brousse dans le Nord de l'Alberta sur les opérations de Syncrude. La production brute de pétrole brut classique était en moyenne de 16 mille barils par jour au cours du deuxième trimestre, en baisse par rapport à 24 mille barils au cours du deuxième trimestre de 2010. La baisse des volumes était due principalement aux interruptions de service non planifiées d’un pipeline tiers
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Deuxième trimestre de 2011 c. deuxième trimestre de 2010 (suite) qui a entraîné une réduction significative de la production au champ pétrolifère Norman Wells. Les interruptions de service du pipeline tiers se poursuivent au troisième trimestre. La production de gaz naturel au cours du deuxième trimestre de 2011 était de 257 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 289 millions de pieds cubes pour la période correspondante de l'exercice précédent. La baisse des volumes de production était due principalement à la diminution naturelle du rendement des gisements. Le bénéfice net pour le secteur aval était de 64 millions de dollars au cours du deuxième trimestre de 2011, par rapport à 68 millions de dollars au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. Les bénéfices du deuxième trimestre de 2010 comprenaient un gain d'environ 25 millions de dollars sur la vente d'immobilisations hors exploitation. L'augmentation des activités d'entretien planifié des raffineries a eu une incidence d'environ 40 millions de dollars sur les bénéfices du deuxième trimestre de 2011 par rapport au deuxième trimestre de l'exercice précédent. Les effets de change défavorables d'un dollar canadien plus fort étaient d'environ 15 millions de dollars. Ces facteurs négatifs ont été partiellement compensés par un élargissement des marges de raffinage d'environ 80 millions de dollars au cours du trimestre. Les activités d'entretien planifié des raffineries ont eu un impact d’environ 95 millions de dollars sur les résultats du deuxième trimestre. Le bénéfice net pour les produits chimiques était de 36 millions de dollars au deuxième trimestre, 14 millions de dollars de plus que le trimestre correspondant de l'exercice précédent. L'augmentation est due en majeure partie à la hausse des volumes de vente de polyéthylène et de produits intermédiaires et à la baisse des coûts due à une réduction des activités d'entretien planifié. L'effet des comptes corporatifs et autres sur le bénéfice net était de 2 millions de dollars au deuxième trimestre, par rapport à moins 19 millions de dollars au cours de la période correspondante en 2010. Les effets favorables étaient dus principalement à une baisse des charges liées à la rémunération à base d'actions. Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation étaient de 656 millions de dollars au cours du deuxième trimestre de 2011, par rapport à 324 millions de dollars au cours de la période correspondante de l'exercice précédent. La hausse des flux de trésorerie était stimulée principalement par l'augmentation des bénéfices et les effets du fonds de roulement. Les fonds affectés aux activités d'investissement au deuxième trimestre se sont chiffrés à 893 millions de dollars, une augmentation de 96 millions de dollars par rapport à la période correspondante en 2010. Les ajouts aux immobilisations corporelles étaient de 903 millions de dollars au deuxième trimestre, par rapport à 851 millions de dollars au cours du trimestre correspondant en 2010. Les dépenses du trimestre ont été consacrées principalement à l'avancement du projet de sables pétrolifères de Kearl. Les autres investissements incluaient des forages de mise en valeur et l'avancement du projet d'extension de Nabiye à Cold Lake, les projets environnementaux et autres de Syncrude ainsi que des forages exploratoires et l'avancement du projet de production pilote de Horn River. Au deuxième trimestre, la compagnie a augmenté son niveau d'endettement à long terme de 320 millions de dollars à même une facilité existante et a émis des billets de trésorerie supplémentaires qui ont augmenté la dette à court terme de 135 millions de dollars. Les soldes de trésorerie de la compagnie s'élevaient à 419 millions de dollars au 30 juin 2011, en hausse de 152 millions de dollars par rapport à 267 millions de dollars à la fin de 2010.
4
Faits saillants du premier semestre •
Le bénéfice net s'est établi à 1 507 millions de dollars, en hausse par rapport à 933 millions de dollars au cours du premier semestre de 2010.
•
Le bénéfice net par action ordinaire est monté à 1,76 $, par rapport à 1,16 $ au cours de la période correspondante en 2010.
•
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation étaient de 1 615 millions de dollars, contre 1 238 millions de dollars au cours du premier semestre de 2010.
•
Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration se sont élevées à 1 784 millions de dollars, contre 1 781 millions de dollars au cours du premier semestre de 2010, pour soutenir le projet de sables pétrolifères de Kearl et les autres projets de croissance.
•
La production brute en équivalent pétrole était en moyenne de 301 mille barils par jour, par rapport à 296 mille barils au cours du premier semestre de 2010.
•
Les dividendes par action déclarés au cours des deux premiers trimestres de 2011 totalisaient 0,22 $, en hausse par rapport à 0,21 $ au cours de la période correspondante en 2010.
•
La gestion serrée des coûts a été maintenue avec des dépenses de production et de fabrication de 2 037 millions de dollars en harmonie avec la période correspondante de 2010 (2 042 millions de dollars).
Premier semestre de 2011 c. premier semestre de 2010 Le bénéfice net pour le premier semestre de 2011 s'est élevé à 1 507 millions de dollars, soit 1,76 $ par action sur une base diluée, contre 993 millions de dollars, soit 1,16 $ par action, pour le premier semestre de 2010. L'augmentation des bénéfices pour le premier semestre était due principalement aux prix plus élevés du pétrole brut d'environ 460 millions de dollars, à un élargissement des marges de raffinage d'environ 255 millions de dollars et à une hausse de la production de bitume à Cold Lake d'environ 100 millions de dollars. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets de change défavorables d'un dollar canadien plus fort d'environ 140 millions de dollars, par des coûts de redevances plus élevés d'environ 130 millions de dollars et par une baisse de production de pétrole brut classique d'environ 45 millions de dollars due aux problèmes de pipelines tiers. Le bénéfice net du premier semestre de 2011 pour le secteur amont s'est élevé à 1 152 millions de dollars, en hausse de 262 millions de dollars par rapport à la période correspondante en 2010. La hausse des bénéfices est due principalement à une hausse des prix du pétrole brut d'environ 460 millions de dollars et à une augmentation de la production de bitume à Cold Lake d'environ 100 millions de dollars. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets défavorables des coûts de redevances plus élevés d'environ 130 millions de dollars, d'un dollar canadien plus fort d'environ 105 millions de dollars et d'une baisse des volumes de production de pétrole brut classique d'environ 45 millions de dollars en raison des problèmes de pipelines tiers au cours du deuxième trimestre de 2011. Le prix moyen du pétrole brut Brent, un brut de référence courant sur le marché pétrolier de la côte de l'Atlantique, était de 111,20 $ le baril en dollars américains au cours du premier semestre de 2011, en hausse d'environ 44 pour cent par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Le prix moyen du pétrole brut West Texas Intermediate (WTI), une référence courante sur le marché pétrolier du centre du continent Nord-Américain, était de 98,50 $ le baril en dollars américains au cours du premier
5
Premier semestre de 2011 c. premier semestre de 2010 (suite) semestre de 2011, en hausse d'environ 26 pour cent par rapport à la période correspondante de l'exercice précédent. Les prix moyens que la compagnie a obtenus sur les ventes de pétrole brut classique et de pétrole brut synthétique ont augmenté proportionnellement. Les prix moyens que la compagnie a obtenus pour le bitume au cours du premier semestre de 2011 étaient plus élevés d'environ 6 pour cent par rapport à ceux de la période correspondante en 2010. Les prix obtenus pour le bitume à Cold Lake ont souffert des problèmes de fiabilité de pipelines tiers qui se sont répercutés du deuxième semestre de 2010 au premier trimestre de 2011 et de la faiblesse persistante du marché du pétrole brut WTI. La production brute de bitume à Cold Lake pour le premier semestre a atteint 157 mille barils par jour cette année, un record pour les premiers six mois, par rapport à 144 mille barils pour la période correspondante en 2010. L'augmentation de production était due à la contribution de l'injection de vapeur dans de nouveaux puits en 2010 et 2011 et à la nature cyclique de la production à Cold Lake. La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude était en moyenne de 75 mille barils par jour, en légère hausse par rapport à 74 mille barils en 2010. L'augmentation de production était due à une fiabilité de production accrue. La production brute de pétrole brut classique était de 19 mille barils par jour, contre 24 mille barils en 2010. Ce fléchissement est attribuable essentiellement aux interruptions de service de pipelines tiers, qui ont réduit la production au champ pétrolifère Norman Wells et à la diminution naturelle du rendement des gisements. La production brute de gaz naturel au cours du premier semestre de 2011 s'élevait à 263 millions de pieds cubes par jour, en baisse par rapport à 281 millions de pieds cubes au cours du premier semestre de 2010. Cette baisse des volumes de production est attribuable principalement à la diminution naturelle du rendement des gisements Le bénéfice net pour le secteur aval était de 340 millions de dollars pour le premier semestre, une augmentation de 233 millions de dollars par rapport à l'exercice précédent. Les bénéfices ont augmenté principalement en raison d'un élargissement des marges de 255 millions de dollars et de l'impact de 40 millions de dollars attribuable à l'amélioration des opérations de raffinage. Ces facteurs ont été partiellement annulés par les effets de change défavorables d'un dollar canadien plus fort d'environ 35 millions de dollars. Les bénéfices de 2010 comprenaient un gain d'environ 25 millions de dollars sur la vente d'immobilisations hors exploitation. Le bénéfice net pour les produits chimiques était de 74 millions de dollars pour le premier semestre de 2011, en hausse de 53 millions de dollars par rapport à 2010. L'amélioration des marges dans toutes les gammes de produits, une baisse des coûts due à la réduction des activités d'entretien planifié et l'augmentation des volumes de vente de polyéthylène ont contribué à l'augmentation des bénéfices. L'effet des comptes corporatifs et autres sur le bénéfice net était de moins 59 millions de dollars pour le premier semestre de 2011, par rapport à moins 25 millions de dollars pour la période correspondante de l'exercice précédent. Les effets défavorables sur les bénéfices étaient principalement dus à une hausse des charges liées à la rémunération à base d'actions. Des données financières et d'exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs Les énoncés dans le présent rapport qui sont liés aux plans, prévisions, événements ou conditions futurs sont des énoncés prospectifs. Les résultats réels futurs, y compris les plans, coûts, calendriers et capacités des projets; les sources de financement; le règlement des imprévus et des positions fiscales
6
Premier semestre de 2011 c. premier semestre de 2010 (suite) incertaines; l'effet de changements touchant les prix et autres conditions du marché; ainsi que les dépenses environnementales et en immobilisations peuvent différer sensiblement en raison d'un certain nombre de facteurs tels que les négociations d'ententes commerciales; les changements apportés à l'approvisionnement et à la demande en matière de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques; les événements politiques ou réglementaires; et tout autre facteur traité dans l'Article 1A du formulaire 10-K de 2010 de la compagnie.
7
Annexe I COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE DEUXIÈME TRIMESTRE 2011
Deuxième trimestre 2010 2011
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis) Total des produits et autres revenus Total des charges Bénéfice avant impôts sur les bénéfices Impôts sur les bénéfices Bénéfice net
Six mois 2011
2010
7 774 6 815 959 233 726
6 139 5 457 682 165 517
14 645 12 635 2 010 503 1 507
12 305 10 972 1 333 340 993
0,86 0,85
0,61 0,60
1,78 1,76
1,17 1,16
325
322
640
626
-
36
4
40
22 966
18 368
Total de la dette au 30 juin Couverture des intérêts par les bénéfices (les 4 derniers trimestres, nombre de fois)
1 209
228
280,3
355,6
Autres obligations à long terme au 30 juin
2 747
2 427
12 364 13 602
10 393 10 656
22,1
20,8
93 0,11
187 0,22
178 0,21
854,5
847,6 854,0
847,6 854,3
Bénéfice net par action ordinaire (en dollars) Bénéfice net par action ordinaire – compte tenu d'une dilution (en dollars) Autres données financières Taxe d'accise fédérale comprise dans les produits d'exploitation Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts Total de l'actif au 30 juin
Capitaux propres au 30 juin Capital utilisé au 30 juin Rendement du capital moyen utilisé (a) (les 4 derniers trimestres, pour cent) Dividendes versés sur les actions ordinaires Total Par action ordinaire (en dollars)
94 0,11
Millions d'actions ordinaires en circulation Au 30 juin Moyenne – compte tenu d'une dilution
853,9
(a) Le rendement du capital utilisé correspond au bénéfice net sans les coûts de financement après impôts, divisé par la moyenne du capital utilisé sur les quatre derniers trimestres.
8
Annexe II COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE DEUXIÈME TRIMESTRE 2011
Deuxième trimestre 2010 2011
en millions de dollars canadiens
Six mois 2011
2010
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin du trimestre
419
64
419
64
Bénéfice net Ajustements au titre d'éléments hors trésorerie : Amortissement et épuisement (Gain) perte à la vente d'actifs Charge d'impôts futurs et autres Variations de l'actif et du passif d'exploitation
726
517
1 507
993
190 4 (264) (a) 656
192 (42) 70 (413) 324
378 (6) (86) (178) 1 615
374 (46) 72 (155) 1 238
Flux de trésorerie provenant des (utilisés pour les) activités d'investissement Produit de la vente d’actifs
(893)
(797)
(1 699)
(1 604)
6
54
20
60
Flux de trésorerie provenant des (utilisés pour les) activités de financement
355
3
236
(83)
Flux de trésorerie provenant des (utilisés pour les) activités d'exploitation
(a) Les contributions financières aux régimes enregistrés de retraite de la compagnie, qui se sont chiffrées à 232 millions de dollars, ont eu une incidence négative sur les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation du deuxième trimestre 2011.
9
Annexe III COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE DEUXIÈME TRIMESTRE 2011
en millions de dollars canadiens
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis) Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Corporatifs et autres Bénéfice net
Deuxième trimestre 2010 2011
2011
2010
446 68 22 (19) 517
1 152 340 74 (59) 1 507
890 107 21 (25) 993
624 64 36 2 726
Six mois
Produits et autres revenus Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Éliminations/Autres Total
2 543 6 758 445 (1 972) 7 774
1 984 5 312 331 (1 488) 6 139
4 882 12 825 865 (3 927) 14 645
4 193 10 504 684 (3 076) 12 305
Achats de pétrole brut et de produits Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Éliminations Achats de pétrole brut et de produits
963 5 647 329 (1 973) 4 966
653 4 237 234 (1 488) 3 636
1 824 10 416 636 (3 930) 8 946
1 440 8 424 510 (3 077) 7 297
Charges de production et fabrication Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Charges de production et fabrication
596 415 47 1 058
573 389 50 1 012
1 195 752 90 2 037
1 175 759 108 2 042
884 36 1 4 925
832 46 2 1 881
1 702 72 3 7 1 784
1 687 84 8 2 1 781
22
30
59
117
Dépenses en immobilisations et frais d'exploration Secteur amont Secteur aval Produits chimiques Corporatifs et autres Dépenses en immobilisations et frais d'exploration Charges d'exploration imputées aux produits compris ci-dessus
10
Annexe IV COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE DEUXIÈME TRIMESTRE 2011
Deuxième trimestre 2010 2011
Données d'exploitation
Six mois 2011
2010
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN) (en milliers de barils par jour)
Cold Lake Syncrude Pétrole classique Total de la production de pétrole brut LGN mis en vente Total de la production de pétrole brut et de LGN
158 70 16 244 5 249
140 81 24 245 7 252
157 75 19 251 6 257
144 74 24 242 7 249
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
257
289
263
281
Production brute en équivalent pétrole (a) (en milliers de barils d'équivalents pétrole par jour)
292
300
301
296
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour) Cold Lake Syncrude Pétrole classique Total de la production de pétrole brut LGN mis en vente Total de la production de pétrole brut et de LGN
114 63 12 189 4 193
112 74 18 204 5 209
117 69 14 200 4 204
115 67 18 200 5 205
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
227
265
238
251
Production nette en équivalent pétrole (a) (en milliers de barils d'équivalents pétrole par jour)
231
253
243
247
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) Ventes de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
206 17 241
184 9 263
209 11 246
192 11 263
97,96 62,03 3,68 111,41 68,72
69,53 43,79 3,79 77,98 54,46
87,36 61,08 3,76 101,77 62,30
72,01 50,53 4,49 79,91 58,73
397 78
418 83
425 84
428 85
215 148 28 44 435
214 136 31 47 428
212 157 27 40 436
209 141 32 43 425
249
236
521
484
Prix de vente moyens (en dollars canadiens) Pétrole brut classique (le baril) LGN (le baril) Gaz naturel (le millier de pieds cubes) Pétrole synthétique (le baril) Bitume (le baril) Débit total des raffineries (en milliers de barils par jour) Utilisation de la capacité de raffinage (pour cent) Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour) Essence Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur Mazout lourd Huiles lubrifiantes et autres produits Ventes nettes de produits pétroliers Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)
(a) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de 6 millions de pieds cubes pour mille barils
11
Annexe V COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE DEUXIÈME TRIMESTRE 2011
Bénéfice net (selon les PCGR des États-Unis) (en millions de dollars canadiens)
Bénéfice net par action ordinaire (en dollars)
2007 Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Exercice
774 712 816 886 3 188
0,82 0,76 0,88 0,97 3,43
2008 Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Exercice
681 1 148 1 389 660 3 878
0,76 1,29 1,57 0,77 4,39
2009 Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Exercice
289 209 547 534 1 579
0,34 0,25 0,64 0,63 1,86
2010 Premier trimestre Deuxième trimestre Troisième trimestre Quatrième trimestre Exercice
476 517 418 799 2 210
0,56 0,61 0,49 0,95 2,61
2011 Premier trimestre Deuxième trimestre
781 726
0,92 0,86
12
