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Share Name | Share Symbol | Market | Type |
---|---|---|---|
Imperial Oil Limited | TSX:IMO | Toronto | Common Stock |
Price Change | % Change | Share Price | Bid Price | Offer Price | High Price | Low Price | Open Price | Shares Traded | Last Trade | |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
-0.67 | -0.69% | 96.69 | 96.64 | 96.71 | 97.44 | 94.66 | 97.44 | 312,312 | 16:28:31 |
Imperial Oil Limited (TSX:IMO):
Deuxième trimestre
Période de six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2019
2018
∆
2019
2018
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
1 212
196
+1 016
1 505
712
+793
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,57
0,24
+1,33
1,94
0,86
+1,08
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
429
284
+145
958
558
+400
Le bénéfice net estimatif du deuxième trimestre de 2019 s’est établi à 1 212 millions de dollars, en hausse par rapport au bénéfice net de 196 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. Les résultats du deuxième trimestre de 2019 tiennent compte de l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta qui a récemment pris effet.
Dans l’ensemble, la production brute d’équivalent pétrole du secteur amont s’est établie en moyenne à 400 000 barils par jour, en hausse par rapport à 336 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018, en raison de la forte production à Kearl et de l’absence de révision à Syncrude. La production brute à Kearl s’est établie en moyenne à 207 000 barils par jour au deuxième trimestre et à 193 000 barils par jour au premier semestre de 2019, soit un deuxième trimestre et un premier semestre records.
« Au cours d’un trimestre où le secteur amont a terminé d’importantes activités de révision, la société a quand même atteint sa production la plus élevée en plus de 25 ans au deuxième trimestre », a déclaré Rich Kruger, président du conseil, président et chef de la direction. « L’accent continu mis sur l’amélioration de la fiabilité à Kearl fonctionne, l’exploitation ayant enregistré quatre de ses dix meilleurs jours de production à ce jour après l’achèvement de la révision en juin. »
Les volumes raffinés ont atteint en moyenne 344 000 barils par jour, contre 363 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018. Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 477 000 barils par jour au deuxième trimestre, comparativement à 510 000 barils par jour à la même période de 2018. Les résultats du secteur aval ont été touchés par la révision planifiée de la raffinerie de Sarnia et par un incident avec la tour de fractionnement, qui s’est produit pendant les préparatifs de la révision.
Le 21 juin, l’Impériale a annoncé le renouvellement de son programme d’achat d’actions, permettant à la compagnie d’acheter environ 38 millions d’actions sur une période de 12 mois se terminant le 26 juin 2020. La société a pleinement utilisé le programme précédent, retournant 1,6 milliard de dollars aux actionnaires par l’achat de plus de 40 millions d’actions. L’Impériale demeure déterminée à remettre de l’argent aux actionnaires en versant un dividende fiable et croissant et en retournant l’excédent de trésorerie aux actionnaires au moyen de rachats d’actions.
« Compte tenu du rendement financier et opérationnel global du premier semestre et de l’achèvement de plusieurs des révisions en amont et en aval prévues pour l’exercice, l’Impériale demeure sur la bonne voie pour respecter ses engagements pour 2019 », a ajouté M. Kruger.
Faits saillants du deuxième trimestre
Comparaison des deuxièmes trimestres de 2019 et de 2018
Le bénéfice net de la compagnie au second trimestre de 2019 s’est établi à 1 212 millions de dollars ou 1,57 dollar par action sur une base diluée, en hausse par rapport à 196 millions de dollars ou 0,24 dollar par action pour la même période en 2018. Les résultats du deuxième trimestre de 2019 tiennent compte de l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Le 28 juin 2019, le gouvernement de l’Alberta a adopté une réduction de 4 % du taux d’imposition provincial, le faisant passer de 12 à 8 % d’ici 2022.
Le bénéfice net du secteur amont s’est établi à 985 millions de dollars au deuxième trimestre, reflétant l’incidence favorable de la baisse de 689 millions de dollars du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Abstraction faite de cette incidence, le bénéfice net du deuxième trimestre de 2019 s’est établi à 296 millions de dollars, en hausse de 302 millions de dollars par rapport à une perte nette de 6 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. L’amélioration des résultats reflète la hausse des volumes d’environ 310 millions de dollars, principalement à Syncrude, à Kearl et à Norman Wells, ainsi que l’incidence de la hausse du prix touché pour le pétrole brut canadien d’environ 80 millions de dollars. Les résultats ont subi l’incidence négative de l’augmentation des charges d’exploitation d’environ 60 millions de dollars et des redevances plus élevées d’environ 50 millions de dollars.
Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à 59,91 dollars américains le baril au deuxième trimestre de 2019, contre 67,91 dollars américains le baril au trimestre correspondant de 2018. Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à 49,31 dollars américains le baril et à 48,81 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. L’écart entre le WTI et le WCS s’est rétréci au cours du deuxième trimestre de 2019 pour s’établir en moyenne à environ 11 dollars américains le baril pour le trimestre, comparativement à environ 19 dollars américains le baril à la même période en 2018.
Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar américain au deuxième trimestre de 2019, en baisse de 0,03 dollar américain par rapport au deuxième trimestre de 2018.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté au cours du trimestre, principalement en raison de la baisse des coûts des diluants. Le prix touché pour le bitume s’est établi en moyenne à 57,19 dollars le baril au deuxième trimestre de 2019, en hausse par rapport à 48,90 dollars le baril au deuxième trimestre de 2018. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué dans l’ensemble, conformément au WTI au cours du trimestre, rajusté en fonction des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi en moyenne à 79,96 dollars le baril au deuxième trimestre de 2019, contre 86,31 dollars le baril à la période correspondante de 2018.
La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en moyenne à 135 000 barils par jour au deuxième trimestre, en hausse par rapport à 133 000 pour la période correspondante de 2018.
La production brute de bitume de Kearl s’est établie en moyenne à 207 000 barils par jour au deuxième trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils), en hausse par rapport à 180 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 128 000 barils) au deuxième trimestre de 2018. L’augmentation de la production est principalement attribuable à l’amélioration de la fiabilité.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude fut en moyenne de 80 000 barils par jour, en hausse par rapport à 50 000 barils par jour du deuxième trimestre de 2018. L’augmentation de la production est principalement attribuable à l’absence d’activités de révision et à l’incidence de la panne d’électricité de 2018.
Le bénéfice net du secteur Aval était de 258 millions de dollars au deuxième trimestre, en hausse par rapport à 201 millions de dollars au deuxième trimestre de 2018. La hausse du bénéfice s’explique principalement par la diminution de l’incidence nette des révisions d’environ 150 millions de dollars, contrebalancée en partie par des incidents de fiabilité d’environ 70 millions de dollars, dont l’incident de la tour de Sarnia.
Le débit moyen des raffineries était de 344 000 barils par jour, contre 363 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2018. L’utilisation de la capacité a été de 81 %, comparativement à 86 % au deuxième trimestre de 2018. La baisse du débit est principalement attribuable à l’incidence d’une révision planifiée et de l’incident à la tour de Sarnia, partiellement compensée par l’absence de la révision planifiée de 2018 à Strathcona.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 477 000 barils par jour, contre 510 000 barils par jour lors du deuxième trimestre de 2018. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la baisse des volumes raffinés.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à 38 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 78 millions de dollars au trimestre correspondant de 2018, ce qui reflète principalement la baisse des marges.
Les charges de la Société et autres charges se sont établies à 69 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 77 millions de dollars pour la période correspondante de 2018.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 1 026 millions de dollars au deuxième trimestre, en hausse par rapport à 859 millions de dollars au trimestre correspondant de 2018, reflétant la hausse du bénéfice partiellement contrebalancée par l’incidence des fonds de roulement.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 429 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 379 millions de dollars à la période correspondante de 2018.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 521 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 1 032 millions de dollars au deuxième trimestre de 2018. Les dividendes versés au deuxième trimestre de 2019 se sont élevés à 147 millions de dollars. Le dividende par action versé au deuxième trimestre a été de 0,19 dollar, en hausse par rapport à 0,16 dollar pour la période correspondante de 2018. Au cours du deuxième trimestre, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat d’actions, a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 368 millions de dollars, y compris des actions achetées d’Exxon Mobil Corporation. Au deuxième trimestre de 2018, la compagnie a acheté environ 21,4 millions d’actions pour 893 millions de dollars à la suite de l’augmentation de son programme d’achat d’actions.
Le solde de trésorerie de la compagnie s’établissait à 1 087 millions de dollars au 30 juin 2019, contre 873 millions de dollars à la fin du deuxième trimestre de 2018.
Le 21 juin 2019, la compagnie a annoncé dans un communiqué de presse qu’elle avait reçu de la Bourse de Toronto l’autorisation de lancer une offre publique de rachat ordinaire et qu’elle poursuivait son programme existant de rachat d’actions. Le programme permet à la compagnie de racheter jusqu’à un maximum de 38 211 086 actions ordinaires entre le 27 juin 2019 et le 26 juin 2020. Ce maximum comprend les actions rachetées dans le cadre de l’offre publique de rachat ordinaire et à la société ExxonMobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de rachat ordinaire. Dans le passé, la société ExxonMobil Corporation avait informé la compagnie qu’elle avait l’intention de conserver la propriété d’environ 69,6 % du capital. Le programme prendra fin le 26 juin 2020 ou lorsque la compagnie aura racheté le maximum autorisé d’actions. 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 du semestre
Comparaison du premier semestre de 2019 et de 2018
Le bénéfice net des six premiers mois de 2019 s’est établi à 1 505 millions de dollars ou 1,94 dollar par action sur une base diluée, en hausse par rapport au bénéfice net de 712 millions de dollars ou 0,86 dollar par action pour les six premiers mois de 2018. Les résultats de 2019 tiennent compte de l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Le 28 juin 2019, le gouvernement de l’Alberta a adopté une réduction de 4 % du taux d’imposition provincial, le faisant passer de 12 à 8 % d’ici 2022.
Le bénéfice net du secteur amont s’est établi à 1 043 millions de dollars pour les six premiers mois de l’exercice, reflétant l’incidence favorable de la baisse de 689 millions de dollars du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Abstraction faite de cette incidence, le bénéfice net de 2019 s’est établi à 354 millions de dollars, en hausse de 404 millions de dollars par rapport à une perte nette de 50 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. L’amélioration des résultats reflète la hausse des volumes d’environ 330 millions de dollars, principalement à Syncrude, à Kearl et à Norman Wells, ainsi que l’incidence du prix touché pour le pétrole brut canadien d’environ 260 millions de dollars et l’incidence favorable du taux de change d’environ 60 millions de dollars. Les résultats ont subi l’incidence négative de l’augmentation des charges d’exploitation d’environ 180 millions de dollars et des redevances plus élevées d’environ 80 millions de dollars.
Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate s’est établi à 57,45 dollars américains au premier semestre de 2019, contre 65,44 dollars américains pour la période correspondante de 2018. Western Canada Select s’est établi en moyenne à 45,88 dollars américains le baril et à 43,74 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. L’écart entre le WTI et le WCS s’est rétréci pour s’établir à environ 12 dollars américains le baril en moyenne au premier semestre de 2019, contre environ 22 dollars américains le baril à la même période en 2018.
Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar américain au premier semestre de 2019, en baisse de 0,03 dollar américain par rapport à la même période en 2018.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté au cours du premier semestre de 2019, principalement en raison de la baisse des coûts des diluants et de l’augmentation de WCS. Le prix touché pour le bitume s’est établi en moyenne à 53,20 dollars le baril, en hausse par rapport à 41,84 dollars le baril à la même période en 2018. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué de façon générale conformément au WTI, rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi en moyenne à 74,77 dollars le baril, contre 81,24 dollars le baril pour la période correspondante de 2018.
La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en moyenne à 140 000 barils par jour au premier semestre de 2019, contre 143 000 barils par jour à la période correspondante de 2018.
La production brute de bitume de Kearl s’est établie en moyenne à 193 000 barils par jour au premier semestre de 2019 (la part de l’Impériale se chiffrant à 137 000 barils), en hausse par rapport à 181 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 128 000 barils) à la même période en 2018. L’augmentation de la production est principalement attribuable à l’amélioration de la fiabilité.
Au cours du premier semestre de 2019, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 79 000 barils par jour, en hausse par rapport à 57 000 barils par jour pour la période correspondante de 2018. L’augmentation de la production est principalement attribuable à l’absence d’activités de révision et à l’incidence de la panne d’électricité de 2018.
Le bénéfice net du secteur Aval s’est établi à 515 millions de dollars pour les six premiers mois de 2019, comparativement à 722 millions de dollars pour la période correspondante de 2018. Les résultats ont subi l’incidence négative d’une baisse des marges d’environ 210 millions de dollars d’événements de fiabilité d’environ 130 millions de dollars, y compris l’incident de la tour de Sarnia, et d’une baisse des volumes de ventes d’environ 70 millions de dollars. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par une diminution de l’incidence nette des délais d’exécution d’environ 150 millions de dollars et par des effets de change favorables d’environ 70 millions de dollars.
Le débit moyen des raffineries était de 364 000 barils par jour au cours des six premiers mois de l’année 2019, contre 386 000 barils au cours de la même période en 2018. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 86 %, comparativement à 91 % pour la même période en 2018. La baisse du débit est principalement attribuable à l’incidence d’une révision planifiée et de l’incident à la tour de Sarnia, partiellement compensée par l’absence de la révision planifiée de 2018 à Strathcona.
Les ventes de produits pétroliers s’élevaient à 477 000 barils par jour au cours des six premiers mois de 2019, contre 494 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2018. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la baisse des volumes raffinés.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à 72 millions de dollars au premier semestre de 2019, contre 151 millions de dollars à la période correspondante de 2018, ce qui reflète principalement la baisse des marges.
Les charges du siège social et autres charges se sont établies à 125 millions de dollars pour le premier semestre de 2019, contre 111 millions de dollars pour la période correspondante de 2018.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 2 029 millions de dollars au premier semestre de 2019, en hausse par rapport à 1 844 millions de dollars à la période correspondante de 2018, ce qui reflète principalement la hausse du bénéfice.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 892 millions de dollars au premier semestre de 2019, comparativement à 744 millions de dollars en 2018, principalement en raison de l’augmentation des acquisitions d’immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 1 038 millions de dollars au premier semestre de 2019, contre 1 422 millions de dollars à la période correspondante de 2018. Les dividendes versés au premier semestre de 2019 se sont élevés à 296 millions de dollars. Le dividende par action versé au premier semestre de 2019 s’est élevé à 0,38 dollar, contre 0,32 dollar pour la période correspondante de 2018. Au cours des six premiers mois de 2019, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat d’actions, a acheté environ 19,8 millions d’actions pour 729 millions de dollars, y compris les actions achetées d’Exxon Mobil Corporation. Au cours des six premiers mois de 2018, la compagnie a acheté environ 28,6 millions d’actions pour 1 143 millions de dollars à la suite de l’augmentation de son programme d’achat d’actions.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent communiqué qui sont liés à des situations ou à 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, objectif, viser, estimer, s’attendre à, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et d’autres termes semblables faisant référence à des périodes futures. L’information concernant l’amélioration continue du rendement de Kearl; la capacité de respecter les engagements de rendement pour 2019, l’engagement à verser des dividendes et le programme d’achat d’actions, les achats prévus dans le cadre du programme d’achat d’actions; et les mouvements futurs du brut par rail constituent des déclarations prospectives.
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 futurs réels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la croissance de la demande et les sources, l’offre et la composition de l’énergie; les prix des marchandises et les taux de change; les taux de production, la croissance et la composition de la production; les plans, les dates, les coûts, les capacités et l’exécution des projets, la durée de production et le recouvrement des ressources; les économies, 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, les règlements concernant les gaz à effet de serre et les changements à ces règlements; 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 réactions aux développements technologiques; les dangers et les risques opérationnels; les incidents de cybersécurité; la préparation aux catastrophes; la capacité de valoriser ou d’acquérir des réserves supplémentaires; 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 le 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 communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué 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
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2019
2018
2019
2018
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus
9 261
9 543
17 243
17 477
Total des dépenses
8 532
9 279
16 116
16 516
Bénéfice (perte) avant impôts
729
264
1 127
961
Impôts sur le bénéfice
(483)
68
(378)
249
Bénéfice (perte) net
1 212
196
1 505
712
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)
1,58
0,24
1,95
0,86
Bénéfice (perte) net par action ordinaire –
compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,57
0,24
1,94
0,86
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts
10
8
6
15
Total des actifs au 30 juin
41 929
41 390
Total du passif au 30 juin
5 168
5 194
Capitaux propres au 30 juin
25 022
23 765
Capital utilisé au 30 juin
30 215
28 978
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total
169
155
316
287
Par action ordinaire (en dollars)
0,22
0,19
0,41
0,35
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 30 juin
762,8
802,7
Moyenne – compte tenu d’une dilution
769,9
818,8
774,9
825,2
Annexe II
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2019
2018
2019
2018
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période
1 087
873
1 087
873
Bénéfice (perte) net
1 212
196
1 505
712
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement
392
358
782
735
(Gain) perte à la vente d’actifs
(11)
(9)
(6)
(19)
Impôts sur les bénéfices reportés et autres
(471)
24
(475)
209
Variations de l’actif et du passif d’exploitation
(96)
290
223
207
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
1 026
859
2 029
1 844
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
(429)
(379)
(892)
(744)
Produits associés à la vente d’actifs
14
9
36
21
Flux de trésorerie liés aux activités de financement
(521)
(1 032)
(1 038)
(1 422)
Annexe III
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2019
2018
2019
2018
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont
985
(6)
1 043
(50)
Secteur Aval
258
201
515
722
Produits chimiques
38
78
72
151
Comptes non sectoriels et autres
(69)
(77)
(125)
(111)
Bénéfice (perte) net
1 212
196
1 505
712
Produits et autres revenus
Secteur Amont
3 707
2 971
6 895
5 618
Secteur Aval
6 881
7 221
12 813
13 212
Produits chimiques
314
402
637
779
Éliminations / Comptes non sectoriels et autres
(1 641)
(1 051)
(3 102)
(2 132)
Produits et autres revenus
9 261
9 543
17 243
17 477
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont
1 802
1 573
3 388
2 947
Secteur Aval
5 338
5 803
9 920
10 097
Produits chimiques
171
216
364
418
Éliminations
(1 649)
(1 055)
(3 115)
(2 145)
Achats de pétrole brut et de produits
5 662
6 537
10 557
11 317
Dépenses de production et de fabrication
Secteur Amont
1 171
1 106
2 327
2 118
Secteur Aval
474
488
855
856
Produits chimiques
70
52
128
103
Éliminations
-
-
-
-
Dépenses de production et de fabrication
1 715
1 646
3 310
3 077
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont
301
183
673
389
Secteur Aval
111
88
240
145
Produits chimiques
6
7
23
11
Comptes non sectoriels et autres
11
6
22
13
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
429
284
958
558
Frais d’exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus
5
1
38
9
Annexe IV
Données d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
2019
2018
2019
2018
Production brute de pétrole brut et de liquides de gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Cold Lake
135
133
140
143
Kearl
147
128
137
128
Syncrude
80
50
79
57
Classique
13
3
13
4
Total de la production de pétrole brut
375
314
369
332
LGN mis en vente
2
1
1
1
Total de la production de pétrole brut et de LGN
377
315
370
333
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
138
128
142
123
Production brute d’équivalent pétrole (a)
400
336
394
353
(en milliers de barils d’équivalents pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
Cold Lake
108
104
115
116
Kearl
140
122
132
123
Syncrude
69
46
69
53
Classique
13
3
12
4
Total de la production de pétrole brut
330
275
328
296
LGN mis en vente
1
1
2
1
Total de la production de pétrole brut et de LGN
331
276
330
297
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
139
122
140
119
Production nette d’équivalent pétrole (a)
354
296
353
317
(en milliers de barils d’équivalents pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)
188
182
189
200
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
198
171
187
182
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)
5
4
6
5
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)
57,19
48,90
53,20
41,84
Pétrole synthétique (le baril)
79,96
86,31
74,77
81,24
Pétrole brut classique (le baril)
58,20
74,55
55,29
69,00
LGN (le baril)
16,78
35,30
27,20
40,08
Gaz naturel (le millier de pieds cubes)
1,94
2,01
2,40
2,46
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)
344
363
364
386
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
81
86
86
91
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence
250
259
245
249
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur
162
178
172
182
Mazout lourd
28
31
23
24
Huiles lubrifiantes et autres produits
37
42
37
39
Ventes nettes de produits pétroliers
477
510
477
494
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)
190
217
385
418
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
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
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Exercice
1 505
1,94
(a) Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
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