L'Impériale communique ses résultats financiers et d'exploitation 2018
L'Impériale communique ses résultats financiers et d'exploitation 2018
La Compagnie Pétrolière Impériale Limitée
Relations avec les
investisseurs
(587) 476-4743
ou
Relations avec les médias
(587)
476-7010
Imperial Oil Limited (TSX:IMO):
- Des bénéfices estimés de 2 314 millions de dollars pour l'ensemble de l'exercice. Des flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation de 3 922 millions de dollars
- Une production brute record à Kearl de 206 000 barils par jour
- Plus de 2,5 milliards de dollars versés aux actionnaires sous la forme d'achats d'actions et de dividendes
| Quatrième trimestre | 12 mois | ||||||||||||||||
| en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire | 2018 | 2017 |
? |
2018 | 2017 |
? |
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| Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) | 853 | (137) | +990 | 2 314 | 490 | +1 824 | |||||||||||
|
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
- compte tenu d'une dilution (en dollars) |
1,08 | (0,16) | +1,24 | 2,86 | 0,58 | +2,28 | |||||||||||
| Dépenses en immobilisations et frais d'exploration | 493 | 216 | +277 | 1 427 | 671 | +756 | |||||||||||
Le bénéfice net estimé pour l'ensemble de l'exercice 2018 s'est établi à 2 314 millions de dollars, y compris de solides résultats au quatrième trimestre de 853 millions de dollars malgré un environnement commercial volatil. Les résultats de 2018 se comparent à un bénéfice net de 490 millions de dollars en 2017, qui comprenait des pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées du secteur Amont de 566 millions de dollars.
L'exercice a été marqué par un solide rendement financier et d'exploitation dans le secteur Aval, la réalisation des engagements de production dans le secteur Amont et la démonstration de la résilience du modèle d'affaires intégré de l'Impériale.
Le secteur Aval de la compagnie a généré plus de 2,3 milliards de dollars en 2018, un résultat sans précédent si l'on exclut 2016 qui reflétait des gains importants découlant de la vente d'actifs. Au cours de l'exercice, de nombreuses mesures ont été prises pour renforcer la compagnie, notamment tirer parti des avantages de marges liés aux escomptes sur le pétrole brut de l'Ouest canadien. Par ailleurs, les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 504 000 barils par jour, le volume le plus élevé en près de 30 ans.
« L'Impériale a adopté une approche stratégique visant à accroître les bénéfices du secteur Aval en poursuivant ses efforts pour traiter du pétrole brut à des prix avantageux et pour accroître l'utilisation des unités de traitement et la fiabilité globale. De plus, nous avons atteint des niveaux de ventes de produits pétroliers jamais vus depuis des décennies, et nous sommes maintenant au premier rang de l'industrie sur le plan des ventes au détail », a déclaré Rich Kruger, président du conseil, président et chef de la direction.
Le secteur Amont de l'Impériale a connu une excellente année opérationnelle. La compagnie a réalisé une production brute d'équivalent pétrole qui s'est élevée à 383 000 barils par jour en 2018 par rapport à 375 000 barils par jour en 2017. Les efforts axés sur la fiabilité ont mené à une production brute annuelle record à Kearl de 206 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 146 000 barils). La production de Kearl a été particulièrement impressionnante au deuxième semestre de 2018, s'élevant à 230 000 barils par jour en moyenne (la part de l'Impériale se chiffrant à 164 000 barils), contre 181 000 barils par jour au premier semestre. L'Impériale fait actuellement des investissements pour augmenter la production moyenne annuelle brute à 240 000 barils par jour à Kearl en 2020.
« Les solides résultats financiers et d'exploitation obtenus en 2018 ont permis à la compagnie de verser plus de 2,5 milliards de dollars aux actionnaires grâce à un programme de rachat d'actions bonifié et à la croissance de ses dividendes pour une 24e année consécutive », a déclaré M. Kruger.
« L'environnement commercial des derniers mois, y compris la volatilité des prix des bruts légers et lourds, témoigne du dynamisme de l'industrie pétrolière et gazière. Les mesures prises récemment par le gouvernement de l'Alberta en vue d'intervenir sur le marché pétrolier ont accru l'incertitude et l'imprévisibilité du climat des affaires et des investissements. Pour ce qui est de l'avenir, les actifs de grande qualité, le portefeuille équilibré et le modèle d'affaires intégré de l'Impériale lui confèrent une position unique pour concurrencer et offrir une valeur à long terme aux actionnaires. »
Faits saillants du quatrième trimestre
- Un bénéfice net de 853 millions de dollars, soit 1,08 dollar par action sur une base diluée, une augmentation de 990 millions de dollars par rapport à une perte nette de 137 millions de dollars ou 0,16 dollar par action au quatrième trimestre de 2017. Le quatrième trimestre de 2017 comprenait des pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées du secteur Amont de 566 millions de dollars.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont établis à 871 millions de dollars, comparativement à 1 080 millions de dollars au quatrième trimestre de 2017. Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation pour l'ensemble de l'année 2018 se sont élevés à 3 922 millions de dollars.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont totalisé 493 millions de dollars, comparativement à 216 millions de dollars au quatrième trimestre de 2017. Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration pour l'ensemble de l'exercice s'établissaient à 1 427 millions de dollars, consacrées principalement au soutien des dépenses d'investissement et les projets annoncés précédemment.
- Les dividendes versés et le rachat d'actions ont totalisé 561 millions de dollars au quatrième trimestre de 2018, dont le rachat d'environ 10,1 millions d'actions à un coût de 410 millions de dollars. En 2018, l'Impériale a versé 2 543 millions de dollars aux actionnaires en rachetant environ 48,7 millions d'actions pour un total de 1 971 millions de dollars et en versant des dividendes de 572 millions de dollars.
- La production s'est élevée en moyenne à 431 000 barils d'équivalents pétrole brut par jour, contre 399 000 barils par jour à la même période en 2017. Ce résultat comprend la production trimestrielle de liquides la plus élevée jamais enregistrée par la compagnie, soit 407 000 barils par jour.
- La production brute de bitume au site de Kearl s'est élevée en moyenne à 217 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 154 000 barils), contre 176 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 125 000 barils) au cours du quatrième trimestre de 2017. La production a été réduite de 20 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 14 000 barils) en raison des activités d'entretien prévu à l'une des deux usines. L'entretien a commencé à la fin septembre et s'est terminé à la mi-octobre.
- La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake s'est établie à 151 000 barils par jour, comparativement à 168 000 barils par jour pour la même période en 2017. La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie en moyenne à 89 000 barils par jour, un nouveau record trimestriel, reflétant une production élevée après la reprise de la production à la suite de la panne de courant survenue dans l'ensemble du site plus tôt dans l'année. Ce résultat se compare à 81 000 barils par jour pour la même période en 2017.
- La production au site de Norman Wells s'est élevée en moyenne à 7 000 barils par jour, devançant ainsi l'échéancier prévu.
- Le débit moyen des raffineries était de 408 000 barils par jour, une hausse par rapport à 391 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2017. L'utilisation des capacités de production était de 96 %, contre 92 % pour la même période en 2017.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 510 000 barils par jour, une hausse par rapport à 496 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2017. Les ventes annuelles se chiffraient à 504 000 barils par jour, représentant les volumes les plus élevés depuis plus de 30 ans.
- Les bénéfices du secteur Aval se sont élevés à 1 142 millions de dollars, en hausse de 290 millions de dollars par rapport au quatrième trimestre de 2017, attribuable à un solide rendement d'exploitation et à l'élargissement des marges. Cela constitue un trimestre sans précédent, si l'on exclut le quatrième trimestre de 2016, qui a reflété un gain important découlant de la vente d'actifs du secteur Aval.
- Les bénéfices du secteur Produits chimiques ont atteint 55 millions de dollars pour le trimestre, contribuant ainsi aux bénéfices de 275 millions de dollars pour l'ensemble de l'exercice, soit le deuxième meilleur résultat annuel de l'histoire de l'entreprise.
- L'Impériale a conclu une gamme d'ententes avec des communautés autochtones de la région de l'Athabasca. Ces ententes pluriannuelles avec la collectivité fournissent un cadre pour la consultation avec les peuples autochtones, la prospection de clientèle, le perfectionnement de la main-d'½uvre et la concertation publique dans les régions où la compagnie exerce ses activités.
- Protéger la forêt boréale. L'Impériale a renoncé à un bail de 23 000 acres (brut) à l'appui du Biodiversity Stewardship Area Wildland Provincial Park proposé. Cette démarche est dirigée par la Première nation crie Mikisew et représente un effort conjoint important de l'industrie, de la collectivité et du gouvernement pour protéger d'importantes aires de conservation adjacentes aux parcs établis, dont le parc national Wood Buffalo.
- L'Impériale célèbre ses 40 ans comme commanditaire principal de la Semaine du hockey mineur Esso. Le tournoi est le plus important tournoi de hockey mineur au monde comptant plus de 12 000 enfants, 650 équipes, 900 parties, 2 600 entraîneurs et 4 000 bénévoles. L'Impériale, sous sa marque Esso, appuie le sport canadien depuis 1936, année où l'entreprise a commandité la première émission radiophonique nationale de hockey.
Comparaison des quatrièmes trimestres de 2018 et de 2017
Le bénéfice net de la compagnie au quatrième trimestre de 2018 a été de 853 millions de dollars ou 1,08 dollar par action sur une base diluée, soit une hausse de 990 millions de dollars comparativement à une perte nette de 137 millions de dollars ou 0,16 dollar par action pour la même période de 2017. Les résultats du quatrième trimestre de 2017 comprenaient des pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées du secteur Amont de 566 millions de dollars.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 310 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à une perte nette de 481 millions de dollars pour la même période de 2017. L'amélioration des résultats reflète l'absence de pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées de 566 millions de dollars, la baisse des redevances d'environ 140 millions de dollars, l'augmentation des volumes d'environ 70 millions de dollars et des effets des taux de change favorables d'environ 50 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par les effets de la baisse des prix du pétrole brut au Canada d'environ 700 millions de dollars et des charges d'exploitation plus élevées d'environ 80 millions de dollars.
La valeur moyenne de West Texas Intermediate (WTI) s'est élevée en moyenne à 59,54 dollars américains le baril au quatrième trimestre de 2018, une hausse par rapport à 55,32 dollars américains le baril au cours du même trimestre de 2017. Le cours moyen du Western Canada Select (WCS) s'est établi en moyenne à 20,20 dollars américains le baril, contre 43,15 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel WTI et WCS s'est considérablement élargi au cours du quatrième trimestre de 2018 pour s'établir en moyenne à environ 40 dollars américains le baril pour le trimestre, comparativement à environ 12 dollars américains le baril au cours de la même période en 2017.
Le dollar canadien atteignait en moyenne 0,76 dollar américain au quatrième trimestre de 2018, soit une baisse de 0,03 dollar américain par rapport au quatrième trimestre de 2017.
Le prix moyen, en dollars canadiens, que l'Impériale a obtenu pour le bitume a reculé de manière essentiellement conforme au WCS, ajusté en fonction des variations du taux de change et des coûts de transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est établi à 16,73 dollars le baril pour le quatrième trimestre de 2018, comparativement à 42,92 dollars le baril au quatrième trimestre de 2017. Le prix moyen, en dollars canadiens, que la compagnie a obtenu pour le bitume brut a reculé considérablement par rapport au WTI, ajusté pour les changements du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique s'est établi à 47,63 dollars le baril par rapport à 74,12 dollars pour la même période en 2017.
La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s'est établie à 151 000 barils par jour au quatrième trimestre, comparativement à 168 000 barils par jour pour la même période de l'exercice précédent. La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur.
La production brute de bitume au site de Kearl s'est élevée en moyenne à 217 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre (la part de l'Impériale se chiffrant à 154 000 barils), contre 176 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 125 000 barils) au cours du quatrième trimestre de 2017. L'augmentation de la production est principalement attribuable à une meilleure fiabilité opérationnelle associée à la préparation du minerai, à une meilleure durabilité des conduites et à une meilleure gestion des charges d'alimentation.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 89 000 barils par jour, une hausse par rapport à 81 000 barils par jour au quatrième trimestre 2017. L'augmentation des volumes est principalement attribuable à la réduction des temps d'arrêt.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est élevé à 1 142 millions de dollars au quatrième trimestre, une hausse de 852 millions de dollars par rapport au quatrième trimestre de 2017. Les bénéfices ont augmenté principalement en raison de l'élargissement des marges d'environ 640 millions de dollars et de l'absence d'activités d'entretien au cours du trimestre d'environ 190 millions de dollars.
Le débit moyen des raffineries était de 408 000 barils par jour, une hausse par rapport à 391 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2017. L'utilisation des capacités de production a augmenté à 96 %, contre 92 % pour la même période en 2017.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 510 000 barils par jour, une hausse par rapport à 496 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2017. La croissance des ventes est toujours soutenue par l'optimisation de l'ensemble de la chaîne de valeur du secteur Aval et le renforcement des capacités logistiques de l'Impériale.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s'est établi à 55 millions de dollars pour le quatrième trimestre, contre 74 millions de dollars pour le même trimestre en 2017, une baisse principalement attribuable aux marges sectorielles.
Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont élevées à 34 millions de dollars au cours du quatrième trimestre, comparativement à 20 millions de dollars pour la même période en 2017. Dans le cadre de l'entrée en vigueur de la mise à jour du Financial Accounting Standards Board (FASB), intitulée Compensation - Retirement Benefits (Topic 715): Improving the Presentation of Net Periodic Pension Cost and Net Periodic Postretirement Benefit Cost, en date du 1er janvier 2018, les comptes non sectoriels et autres comprennent les dépenses associées à la retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite. Avant 2018, la majorité de ces coûts étaient alloués aux différents secteurs d'exploitation.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont établis à 871 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à 1 080 millions de dollars pour la période correspondante de 2017, reflétant des effets défavorables du fonds de roulement, partiellement compensés par des revenus plus élevés.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des décaissements nets de 463 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à 327 millions de dollars pour la même période en 2017, reflétant une hausse des acquisitions d'immobilisations corporelles.
Les liquidités affectées aux activités de financement étaient de 568 millions de dollars au cours du quatrième trimestre, comparativement à 391 millions de dollars au cours du quatrième trimestre de 2017. Les dividendes payés au cours du quatrième trimestre de 2018 étaient de 151 millions de dollars. Les dividendes par action versés au quatrième trimestre se sont élevés à 0,19 dollar, une hausse par rapport à 0,16 dollar pour la période correspondante de 2017. Au cours du quatrième trimestre, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 10,1 millions d'actions pour 410 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.
Le solde de trésorerie de la compagnie s'est établi à 988 millions de dollars au 31 décembre 2018, comparativement à 1 195 millions de dollars à la fin de 2017.
À l'heure actuelle, la compagnie envisage d'effectuer ses rachats d'actions de manière uniforme pendant la durée du programme. Les plans de rachat peuvent être modifiés à tout moment sans préavis.
Faits saillants pour l'exercice financier
- Le bénéfice net s'est élevé à 2 314 millions de dollars, une hausse de 1 824 millions de dollars par rapport à 2017.
- Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 2,86 dollars, une hausse par rapport au bénéfice net par action ordinaire de 2,28 dollars en 2017.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 3 922 millions de dollars, une hausse de 1 159 millions de dollars par rapport à 2017.
- Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration ont totalisé 1 427 millions de dollars. En 2019, les dépenses en immobilisations devraient se situer entre 2,3 et 2,4 milliards de dollars, dont environ 800 millions de dollars liés au projet in situ d'Aspen.
- La production de pétrole brut équivalent s'est élevée en moyenne à 383 000 barils par jour, une hausse de 8 000 barils par jour par rapport à 2017.
- Une production brute record au site de Kearl de 206 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 146 000 barils).
- Le débit moyen des raffineries s'est élevé à 392 000 barils par jour, une hausse de 9 000 barils par jour par rapport à 2017.
- Le bénéfice net du secteur Aval s'est élevé à 2 366 millions de dollars, une hausse de 1 326 millions de dollars par rapport à 2017, un résultat sans précédent abstraction faite des gains de la vente d'actifs.
- Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s'est élevé à 275 millions de dollars, soit le deuxième meilleur bénéfice de l'histoire de la Société, une hausse de 40 millions de dollars par rapport à 2017.
- Les dividendes par action déclarés depuis le début de l'exercice se sont élevés à 0,73 dollar, une hausse de 0,10 dollar par action par rapport à 2017.
- Plus de 1 971 millions de dollars ont été versés aux actionnaires sous la forme d'achats d'actions.
Comparaison des exercices complets de 2018 et de 2017
Le bénéfice net en 2018 s'est élevé à 2 314 millions de dollars ou 2,86 dollars par action sur une base diluée, une augmentation de 1 824 millions de dollars comparativement à un bénéfice net de 490 millions de dollars ou 0,58 dollar par action en 2017. Les résultats de l'exercice précédent comprenaient des pertes de valeur hors trésorerie comptabilisées de 566 millions de dollars.
Le secteur Amont a enregistré une perte nette de 138 millions de dollars en 2018, comparativement à une perte nette de 706 millions de dollars en 2017. L'amélioration des résultats reflète l'absence de pertes de valeur comptabilisées de 566 millions de dollars, les volumes plus élevés à Kearl d'environ 210 millions de dollars, la baisse des redevances d'environ 80 millions de dollars, et des effets des taux de change favorables d'environ 50 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par les charges d'exploitation plus élevées d'environ 200 millions de dollars, la baisse des volumes à Cold Lake d'environ 170 millions de dollars et la baisse des prix obtenus pour le pétrole brut au Canada d'environ 60 millions de dollars.
La valeur moyenne de West Texas Intermediate s'est élevée à 65,03 dollars américains le baril en 2018, une hausse par rapport à 50,85 dollars américains le baril en 2017. Le cours moyen du Western Canada Select (WCS) s'est établi en moyenne à 38,71 dollars américains et 38,95 dollars américains respectivement pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s'est creusé pour s'établir en moyenne à 26 dollars américains le baril au troisième trimestre en 2018, comparativement à environ 12 dollars américains le baril pour la même période en 2017.
Le dollar canadien atteignait en moyenne 0,77 dollar américain en 2018, un taux de change demeuré inchangé par rapport à 2017.
Le prix moyen, en dollars canadiens, que l'Impériale a obtenu pour le bitume a reculé de manière essentiellement conforme au WCS, ajustée en fonction des variations du taux de change et des coûts du transport. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est établi à 37,56 dollars le baril pour 2018, soit une baisse de 1,57 dollar le baril par rapport à 2017. Le prix moyen, en dollars canadiens, que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut synthétique a augmenté de 3,08 dollars le baril pour s'établir en moyenne à 70,66 dollars le baril en moyenne en 2018, mais l'élargissement de l'écart entre le prix du pétrole brut léger de l'Ouest canadien et celui du WTI au quatrième trimestre de 2018 a eu une incidence négative sur le prix obtenu pour le pétrole brut synthétique.
La production brute de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 147 000 barils par jour en 2018, comparativement à 162 000 barils par jour en 2017. La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur et aux travaux d'entretien programmés.
La production brute de bitume au site de Kearl s'est élevée en moyenne à 206 000 barils par jour en 2018 (la part de l'Impériale se chiffrant à 146 000 barils), contre 178 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 126 000 barils) en 2017. L'augmentation de la production en 2018 reflète une meilleure fiabilité opérationnelle associée à la préparation du minerai, à une meilleure durabilité des conduites et à une meilleure gestion des charges d'alimentation.
Au cours de 2018, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie en moyenne à 62 000 barils par jour, demeurant inchangée par rapport à 2017.
Le bénéfice net du secteur Aval s'est élevé à 2 366 millions de dollars, une hausse de 1 326 millions de dollars par rapport à l'exercice précédent. Les bénéfices plus élevés reflètent principalement l'élargissement des marges d'environ 1 530 millions de dollars contrebalancés en partie par l'absence d'un gain de 151 millions de dollars sur la vente d'un actif excédentaire en 2017.
Le débit moyen des raffineries a été de 392 000 barils par jour en 2018, une hausse par rapport à 383 000 barils par jour en 2017. L'utilisation des capacités de production a augmenté à 93 %, contre 91 % en 2017.
Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 504 000 barils par jour en 2018, une hausse par rapport à 492 000 barils par jour en 2017. La croissance des ventes est toujours soutenue par l'optimisation de l'ensemble de la chaîne de valeur du secteur Aval et le renforcement des capacités logistiques de l'Impériale.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques s'est élevé à 275 millions de dollars, une hausse de 40 millions de dollars par rapport à l'exercice précédent, reflétant des marges et des volumes plus élevés.
Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont élevées à 189 millions de dollars en 2018, contre 79 millions de dollars en 2017. À compter du 1er janvier 2018, les comptes non sectoriels et autres comprennent les dépenses associées à la retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite. Avant 2018, la majorité de ces coûts étaient alloués aux différents secteurs d'exploitation.
Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 3 922 millions de dollars 2018, contre 2 763 millions de dollars en 2017, reflétant principalement des bénéfices plus élevés partiellement annulés par des effets défavorables du fonds de roulement.
Les activités d'investissement ont donné lieu à des décaissements nets de 1 559 millions de dollars en 2018, comparativement à 781 millions de dollars en 2017, reflétant une hausse des acquisitions d'immobilisations corporelles et une baisse des produits de la vente d'actifs.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont élevés à 2 570 millions de dollars en 2018, comparativement à 1 178 millions de dollars en 2017. Les dividendes versés en 2018 se sont élevés à 572 millions de dollars. Le dividende versé par action en 2018 a été de 0,70 dollar, une hausse par rapport à 0,62 dollar en 2017. Au cours de 2018, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 48,7 millions d'actions pour 1 971 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.
Des données financières et d'exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent communiqué qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d'affaires, sont des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être caractérisés par des termes comme « croire », « anticiper », « proposer », « planifier », « viser », « estimer », « s'attendre à », « futur », « continuer », « probable », « pouvoir », « devoir », « sera » et d'autres termes semblables faisant référence à des périodes futures. Les déclarations relatives à l'utilisation du secteur Aval, à la fiabilité et à l'ensemble des charges d'alimentation, à la croissance des ventes de produits grâce à l'optimisation et à l'expansion, aux perspectives de production et à la croissance de Kearl, à la capacité de fournir une valeur à long terme, aux ententes pluriannuelles avec les collectivités autochtones, aux rachats prévus d'actions et à la structure du capital prévu et aux dépenses, notamment les montants liés à Aspen constituent des énoncés prospectifs.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes, estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et d'exploitation réels actuels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la croissance de la demande et la combinaison de sources énergétiques, le prix des marchandises et les taux de change, les taux de production, la croissance et la composition, les plans, les dates, les coûts, capacités et l'exécution des projets, la durée de production et la récupération des ressources, les économies de coûts, les ventes de produits, les lois et politiques gouvernementales applicables, les dépenses reliées aux immobilisations et à l'environnement pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs. Ces facteurs comprennent les variations de l'offre et de la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques ainsi que les répercussions sur les prix et les marges qui en découlent; le transport pour accéder aux marchés; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois fiscales; l'opposition des tiers aux activités et aux projets; les risques environnementaux inhérents aux activités d'exploration pétrolière et gazière et à la production et aux activités connexes; la réglementation environnementale, comprenant les changements climatiques et les restrictions concernant les gaz à effet de serre; les taux de change; la disponibilité et la répartition du capital; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services; les perturbations opérationnelles imprévues; l'efficacité de la gestion; la gestion de projet et les échéanciers; les dangers et les risques opérationnels; la préparation aux catastrophes; et les autres facteurs dont il est question dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les résultats d'exploitation de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur formulaire 10-K.
Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d'incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d'autres sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à l'Impériale. Les résultats réels de l'Impériale peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s'y fier aveuglément. L'Impériale ne s'engage aucunement à publier une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus aux présentes, sauf si la loi l'exige.
Dans ce rapport, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce rapport doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de l'Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu'il est utilisé dans ce rapport peut renvoyer à toute une gamme d'activités différentes et n'a pas nécessairement le même sens que celui qu'on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
| Annexe I | |||||||||||
| Quatrième trimestre | 12 mois | ||||||||||
| en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire | 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | |||||||
| Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) | |||||||||||
| Total des produits et des autres revenus | 7 890 | 8 077 | 35 099 | 29 424 | |||||||
| Total des dépenses | 6 804 | 8 286 | 32 026 | 28 842 | |||||||
| Bénéfice (perte) avant impôts | 1 086 | (209) | 3 073 | 582 | |||||||
| Impôts sur le bénéfice | 233 | (72) | 759 | 92 | |||||||
| Bénéfice (perte) net | 853 | (137) | 2 314 | 490 | |||||||
| Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars) | 1,08 | (0,16) | 2,87 | 0,58 | |||||||
| Bénéfice (perte) net par action ordinaire - compte tenu d'une dilution (en dollars) | 1,08 | (0,16) | 2,86 | 0,58 | |||||||
| Autres données financières | |||||||||||
| Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts | 17 | 1 | 38 | 192 | |||||||
| Total de l'actif au 31 décembre | 41 456 | 41 601 | |||||||||
| Total du passif au 31 décembre | 5 180 | 5 207 | |||||||||
| Autres obligations à long terme au 31 décembre | 2 943 | 3 780 | |||||||||
| Capitaux propres au 31 décembre | 24 489 | 24 435 | |||||||||
| Capital utilisé au 31 décembre | 29 692 | 29 661 | |||||||||
| Rendement des capitaux engagés moyens (en pourcentage) (a) | 8,1 | 1,8 | |||||||||
| Dividendes déclarés sur les actions ordinaires | |||||||||||
| Total | 149 | 134 | 587 | 531 | |||||||
| Par action ordinaire (en dollars) | 0,19 | 0,16 | 0,73 | 0,63 | |||||||
| Millions d'actions ordinaires en circulation | |||||||||||
| Au 31 décembre | 782,6 | 831,2 | |||||||||
| Moyenne - compte tenu d'une dilution | 789,6 | 837,8 | 810,1 | 845,7 | |||||||
|
(a) Le rendement sur les capitaux engagés est constitué du
bénéfice net annuel du secteur d'activité excluant les coûts après
impôt du |
|||||||||||
| Annexe II | ||||||||||
| Quatrième trimestre | 12 mois | |||||||||
| en millions de dollars canadiens | 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | ||||||
| Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période | 988 | 1 195 | 988 | 1 195 | ||||||
| Bénéfice (perte) net | 853 | (137) | 2 314 | 490 | ||||||
| Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie : | ||||||||||
| Dépréciation et épuisement | 410 | 1 037 | 1 509 | 2 172 | ||||||
| Dépréciation d'actifs incorporels | - | - | 46 | - | ||||||
| (Gain) perte à la vente d'actifs | (25) | (1) | (54) | (220) | ||||||
| Impôts sur les bénéfices reportés et autres | 321 | 27 | 806 | 321 | ||||||
| Variations de l'actif et du passif d'exploitation : | (688) | 154 | (699) | - | ||||||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation | 871 | 1 080 | 3 922 | 2 763 | ||||||
| Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement | (463) | (327) | (1 559) | (781) | ||||||
| Produits associés à la vente d'actifs | 25 | 2 | 59 | 232 | ||||||
| Flux de trésorerie liés aux activités de financement | (568) | (391) | (2 570) | (1 178) | ||||||
| Annexe III | ||||||||||
| Quatrième trimestre | 12 mois | |||||||||
| en millions de dollars canadiens | 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | ||||||
| Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) | ||||||||||
| Secteur Amont | (310) | (481) | (138) | (706) | ||||||
| Secteur Aval | 1 142 | 290 | 2 366 | 1 040 | ||||||
| Produits chimiques | 55 | 74 | 275 | 235 | ||||||
| Comptes non sectoriels et autres | (34) | (20) | (189) | (79) | ||||||
| Bénéfice (perte) net | 853 | (137) | 2 314 | 490 | ||||||
| Produits et autres revenus | ||||||||||
| Secteur Amont | 2 290 | 2 905 | 11 170 | 9 582 | ||||||
| Secteur Aval | 6 295 | 6 011 | 26 837 | 22 138 | ||||||
| Produits chimiques | 331 | 357 | 1 518 | 1 371 | ||||||
| Éliminations/Comptes non sectoriels et autres | (1 026) | (1 196) | (4 426) | (3 667) | ||||||
| Produits et autres revenus | 7 890 | 8 077 | 35 099 | 29 424 | ||||||
| Achats de pétrole brut et de produits | ||||||||||
| Secteur Amont | 1 320 | 1 437 | 5 833 | 4 526 | ||||||
| Secteur Aval | 3 662 | 4 506 | 19 326 | 16 543 | ||||||
| Produits chimiques | 174 | 178 | 831 | 751 | ||||||
| Éliminations | (1 031) | (1 202) | (4 449) | (3 675) | ||||||
| Achats de pétrole brut et de produits | 4 125 | 4 919 | 21 541 | 18 145 | ||||||
| Dépenses de production et de fabrication | ||||||||||
| Secteur Amont | 1 114 | 996 | 4 305 | 3 913 | ||||||
| Secteur Aval | 394 | 407 | 1 606 | 1 576 | ||||||
| Produits chimiques | 56 | 57 | 210 | 209 | ||||||
| Éliminations | - | - | - | - | ||||||
| Dépenses de production et de fabrication | 1 564 | 1 460 | 6 121 | 5 698 | ||||||
| Dépenses en immobilisations et frais d'exploration | ||||||||||
| Secteur Amont | 345 | 130 | 991 | 416 | ||||||
| Secteur Aval | 133 | 72 | 383 | 200 | ||||||
| Produits chimiques | 6 | 5 | 25 | 17 | ||||||
| Comptes non sectoriels et autres | 9 | 9 | 28 | 38 | ||||||
| Dépenses en immobilisations et frais d'exploration | 493 | 216 | 1 427 | 671 | ||||||
| Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus | 6 | 154 | 19 | 183 | ||||||
| Annexe IV | ||||||||||
| Données d'exploitation | Quatrième trimestre | 12 mois | ||||||||
| 2018 | 2017 | 2018 | 2017 | |||||||
| Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN) | ||||||||||
| (en milliers de barils par jour) | ||||||||||
| Cold Lake | 151 | 168 | 147 | 162 | ||||||
| Kearl | 154 | 125 | 146 | 126 | ||||||
| Syncrude | 89 | 81 | 62 | 62 | ||||||
| Classique | 11 | 3 | 5 | 4 | ||||||
| Total de la production de pétrole brut | 405 | 377 | 360 | 354 | ||||||
| LGN mis en vente | 2 | 1 | 1 | 1 | ||||||
| Total de la production de pétrole brut et de LGN | 407 | 378 | 361 | 355 | ||||||
| Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) | 144 | 126 | 129 | 120 | ||||||
| Production brute d'équivalent pétrole (a) | 431 | 399 | 383 | 375 | ||||||
| (en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) | ||||||||||
| Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour) | ||||||||||
| Cold Lake | 128 | 134 | 120 | 132 | ||||||
| Kearl | 130 | 122 | 135 | 123 | ||||||
| Syncrude | 89 | 72 | 60 | 57 | ||||||
| Classique | 12 | 2 | 5 | 3 | ||||||
| Total de la production de pétrole brut | 359 | 330 | 320 | 315 | ||||||
| LGN mis en vente | 1 | 1 | 2 | 1 | ||||||
| Total de la production de pétrole brut et de LGN | 360 | 331 | 322 | 316 | ||||||
| Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) | 138 | 124 | 126 | 114 | ||||||
| Production nette d'équivalent pétrole (a) | 383 | 352 | 343 | 335 | ||||||
| (en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) | ||||||||||
| Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) | 201 | 222 | 199 | 216 | ||||||
| Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour) | 230 | 172 | 207 | 165 | ||||||
| Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) | 8 | 5 | 6 | 6 | ||||||
| Prix de vente moyens (en dollars canadiens) | ||||||||||
| Bitume (le baril) | 16,73 | 42,92 | 37,56 | 39,13 | ||||||
| Pétrole synthétique (le baril) | 47,63 | 74,12 | 70,66 | 67,58 | ||||||
| Pétrole brut classique (le baril) | 22,95 | 60,05 | 41,84 | 53,51 | ||||||
| LGN (le baril) | 38,18 | 43,06 | 38,66 | 31,46 | ||||||
| Gaz naturel (le millier de pieds cubes) | 2,59 | 2,28 | 2,43 | 2,58 | ||||||
| Débit des raffineries (en milliers de barils par jour) | 408 | 391 | 392 | 383 | ||||||
| Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) | 96 | 92 | 93 | 91 | ||||||
| Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour) | ||||||||||
| Essence | 258 | 259 | 255 | 257 | ||||||
| Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur | 189 | 177 | 183 | 177 | ||||||
| Mazout lourd | 27 | 14 | 26 | 18 | ||||||
| Huiles lubrifiantes et autres produits | 36 | 46 | 40 | 40 | ||||||
| Ventes nettes de produits pétroliers | 510 | 496 | 504 | 492 | ||||||
| Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes) | 181 | 184 | 807 | 774 | ||||||
|
(a) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils. |
||||||||||
| Annexe V | ||
| Bénéfice (perte) net par | ||
| Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) | action ordinaire - résultat dilué (a) | |
| en millions de dollars canadiens | dollars canadiens | |
| 2014 | ||
| Premier trimestre | 946 | 1,11 |
| Deuxième trimestre | 1 232 | 1,45 |
| Troisième trimestre | 936 | 1,10 |
| Quatrième trimestre | 671 | 0,79 |
| Exercice | 3 785 | 4,45 |
| 2015 | ||
| Premier trimestre | 421 | 0,50 |
| Deuxième trimestre | 120 | 0,14 |
| Troisième trimestre | 479 | 0,56 |
| Quatrième trimestre | 102 | 0,12 |
| Exercice | 1 122 | 1,32 |
| 2016 | ||
| Premier trimestre | (101) | (0,12) |
| Deuxième trimestre | (181) | (0,21) |
| Troisième trimestre | 1 003 | 1,18 |
| Quatrième trimestre | 1 444 | 1,70 |
| Exercice | 2 165 | 2,55 |
| 2017 | ||
| Premier trimestre | 333 | 0,39 |
| Deuxième trimestre | (77) | (0,09) |
| Troisième trimestre | 371 | 0,44 |
| Quatrième trimestre | (137) | (0,16) |
| Exercice | 490 | 0,58 |
| 2018 | ||
| Premier trimestre | 516 | 0,62 |
| Deuxième trimestre | 196 | 0,24 |
| Troisième trimestre | 749 | 0,94 |
| Quatrième trimestre | 853 | 1,08 |
| Exercice | 2 314 | 2,86 |
|
(a) Calculé à l'aide du nombre moyen d'actions en circulation au
cours de chaque période. La somme des quatre trimestres peut ne |
||
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