Le Lézard
Classé dans : Les affaires, Le Covid-19
Sujet : Bénéfices / Revenus

L'Impériale annonce ses résultats financiers et d'exploitation du deuxième trimestre de 2020


Imperial Oil Limited (TSX:IMO):

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Période de six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2020

 

2019

?

 

2020

 

2019

?

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

(526

)

1 212

-1 738

 

(714

)

1 505

-2 219

Bénéfice (perte) net par action ordinaire
? compte tenu d'une dilution (en dollars)

(0,72

)

1,57

-2,29

 

(0,97

)

1,94

-2,91

Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

207

 

429

-222

 

538

 

958

-420

L'Impériale a enregistré une perte nette estimée à 526 millions de dollars au deuxième trimestre de 2020, principalement attribuable à la baisse des prix dans le secteur amont et à la baisse des marges dans le secteur aval dérivant des effets de la pandémie de COVID-19 sur le marché. Cette réduction est partiellement compensée par la reprise de la charge hors trésorerie de réévaluation des stocks de 281 millions de dollars enregistrée au premier trimestre de 2020.

Bien que l'activité économique se soit considérablement améliorée par rapport aux creux historiques du début du deuxième trimestre, les effets de la pandémie de COVID-19 ont eu des répercussions sans précédent sur la société et le secteur, et l'Impériale a réagi.

L'Impériale a mis en oeuvre plusieurs mesures visant à réduire le capital et les dépenses tout au long du deuxième trimestre, ce qui lui a permis de réaliser d'importants progrès en vue d'atteindre ses objectifs révisés pour 2020. « Nous avons orienté nos dépenses vers des opportunités efficaces de grande valeur, et entrepris rapidement des démarches pour nous adapter à l'état du marché, en devançant et en ajustant les temps d'arrêt afin de nous aligner sur les conditions actuelles de faibles marges », a déclaré Brad Corson, président du conseil d'administration, président et chef de la direction. « Compte tenu des importantes réductions de capital et de dépenses réalisées au cours du trimestre et de la solidité de notre bilan, nous avons une grande confiance en notre capacité à atteindre nos objectifs, à améliorer le flux de trésorerie et à continuer à offrir une valeur à nos actionnaires. »

L'Impériale a grandement amélioré sa rentabilité, ses récents efforts ont permis de réduire de 306 millions de dollars les dépenses de production et de fabrication dans tous les secteurs de la compagnie par rapport au premier trimestre, et de 458 millions de dollars au premier semestre de 2020 comparativement au premier semestre de 2019. En outre, grâce à l'exécution de ses plans d'immobilisations révisés, les dépenses en immobilisations et frais d'exploration de l'Impériale se sont élevées à 207 millions de dollars au cours du trimestre. Ces résultats démontrent que le portefeuille opérationnel de l'Impériale est résilient, et que la compagnie est en mesure d'atteindre ses objectifs révisés de dépenses et d'avoir suffisamment de marge de manoeuvre pour s'adapter à une conjoncture plus favorable.

La production du secteur amont au deuxième trimestre s'est établie à 347 000 barils d'équivalent pétrole par jour, contre 400 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2019, étant donné que les activités de révision ont été revues en raison de la de COVID-19. La révision d'une des usines de Kearl a été devancée et prolongée, ce qui a permis à la compagnie d'optimiser l'emploi de son personnel et d'achever la révision en économisant environ 40 % des coûts par rapport aux plans initiaux. Après avoir mené à bien cette révision, la compagnie a décidé de devancer et de prolonger la révision de la deuxième usine. Les travaux qui étaient prévus pour l'automne ont commencé à la mi-juillet et devraient se poursuivre jusqu'à la fin août.

Même si les activités de révision ont été prolongées, la production de 190 000 barils bruts par jour de Kearl au deuxième trimestre a dépassé les lignes directrices de la compagnie. Le site a atteint sa plus forte production du premier semestre, soit 208 000 barils bruts par jour. Les nouveaux concasseurs de Kearl ont encore une fois démontré leur fiabilité et leur rentabilité au cours de ce trimestre, permettant d'atteindre des taux de production élevés de près de 300 000 barils par jour sur le site pendant la période de deux semaines entre les deux révisions.

Dans le secteur aval, le débit moyen des raffineries était de 278 000 barils par jour et le taux d'utilisation était de 66 % au cours du trimestre, en raison de la faiblesse de la demande et des activités de révision liées à la COVID-19. En profitant de cette période de faible demande, l'Impériale s'est rapidement adaptée et a revu les programmes de révision des raffineries de Sarnia et de Strathcona, ce qui a permis de minimiser les coûts et les incidences sur le débit et de gérer efficacement les besoins en matière de santé et de sécurité. La demande de produits pétroliers s'est constamment améliorée au cours du trimestre. Les ventes de juin ont dépassé de près de 100 000 barils par jour la moyenne du mois d'avril. L'asphalte de la compagnie est demeuré en forte demande tout au long du trimestre, ce qui a permis à l'Impériale d'enregistrer plusieurs records mensuels de production et de vente d'asphalte.

« Les conditions difficiles du marché au cours du trimestre ont démontré à quel point le modèle d'affaires intégré et le bilan solide de l'Impériale étaient avantageux et qu'ils permettaient à la compagnie de progresser dans ses principaux projets et de maintenir son dividende sans augmenter sa dette », a affirmé M. Corson. Le rendement financier de la compagnie s'est constamment amélioré tout au long du deuxième trimestre. Elle s'est efforcée de mener ses activités de gestion opérationnelle et financière révisées et a fait progresser de manière stratégique les principaux projets de maintenance afin de minimiser les coûts et la perte de marge. « L'Impériale dispose d'actifs bien positionnés pour fournir un rendement élevé et prêts à s'adapter à une conjoncture plus favorable à l'avenir », a ajouté M. Corson.

Faits saillants du deuxième trimestre

Comparaison des deuxièmes trimestres de 2020 et de 2019

La compagnie a enregistré une perte nette de 526 millions de dollars ou 0,72 dollar par action sur une base diluée au deuxième trimestre de 2020, au lieu d'un bénéfice net de 1 212 millions de dollars ou 1,57 dollar par action pour la même période en 2019. Les résultats du deuxième trimestre de 2020 tiennent compte d'une reprise de la charge hors trésorerie de réévaluation des stocks de 281 millions de dollars enregistrée au premier trimestre de 2020. 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 secteur amont a enregistré une perte nette de 444 millions de dollars au deuxième trimestre de 2020, au lieu d'un bénéfice net de 985 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats ont subi les conséquences négatives d'une baisse des prix d'environ 1 210 millions de dollars, de l'absence d'un effet favorable de 689 millions de dollars associé à la réduction du taux d'imposition des sociétés de l'Alberta en 2019, et d'une baisse des volumes d'environ 200 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par une reprise de la charge hors trésorerie de réévaluation des stocks de 229 millions de dollars enregistrée au premier trimestre de 2020, une baisse des redevances d'environ 200 millions de dollars, une diminution des dépenses d'exploitation d'environ 170 millions de dollars et des effets de change favorables d'environ 60 millions de dollars.

Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s'est établi à 27,83 dollars américains le baril au deuxième trimestre de 2020, contre 59,91 dollars américains le baril au trimestre correspondant de 2019. Le prix moyen du Western Canada Select (WCS) s'est établi en moyenne à 16,73 dollars américains le baril et à 49,31 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s'est établi en moyenne à environ 11 dollars américains par baril au deuxième trimestre de 2020, soit pratiquement la même valeur qu'à la même période en 2019.

Le dollar canadien s'est établi en moyenne à 0,72 dollar américain au deuxième trimestre de 2020, en baisse de 0,03 dollar américain par rapport au deuxième trimestre de 2019.

Le prix moyen que l'Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a diminué au cours du trimestre, principalement en raison de la baisse du cours moyen du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est établi à 12,82 dollars le baril au deuxième trimestre de 2020, comparativement à 57,19 dollars le baril au deuxième trimestre de 2019. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué de façon générale conformément au WTI, ajusté selon les variations des taux de change et des frais de transport. Le prix touché pour le pétrole brut synthétique s'est établi en moyenne à 32,20 dollars le baril au deuxième trimestre de 2020, contre 79,96 dollars le baril à la période correspondante de 2019.

La production brute totale de bitume à Kearl s'est établie en moyenne à 190 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre (la part de l'Impériale se chiffrant à 135 000 barils), contre 207 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 147 000 barils) lors du deuxième trimestre de 2019. La baisse de la production est principalement attribuable au fait que la production à court terme a été équilibrée par rapport à la demande grâce à l'avancement et à la prolongation des activités de révision planifiées dans l'une des deux usines de Kearl, partiellement compensée par l'ajout d'installations de concassage supplémentaires en 2020.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s'est établie à 123 000 barils par jour au deuxième trimestre, comparativement à 135 000 barils par jour pour la même période de 2019. La baisse de production est principalement attribuable au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur et aux travaux d'entretien.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie à 50 000 barils par jour, contre 80 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2019. La baisse de la production est principalement attribuable au fait que la production à court terme a été équilibrée par rapport à la demande et que le calendrier de révision a été modifié.

Le secteur aval a enregistré une perte nette de 32 millions de dollars au deuxième trimestre de 2020, au lieu d'un bénéfice net de 258 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats ont subi l'incidence négative d'une baisse des marges d'environ 400 millions, y compris les effets de la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19, et d'une baisse des volumes de ventes d'environ 120 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par une amélioration en fiabilité d'environ 100 millions de dollars, principalement en raison du fait qu'il n'y a pas eu d'incident à la tour de fractionnement de Sarnia pendant cette période comparativement à avril 2019, par une diminution des dépenses d'exploitation d'environ 90 millions de dollars et par une reprise hors trésorerie de la charge de réévaluation des stocks de 52 millions de dollars enregistrée au premier trimestre de 2020.

Le débit moyen des raffineries était de 278 000 barils par jour, contre 344 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2019. L'utilisation de la capacité a été de 66 %, comparativement à 81 % au deuxième trimestre de 2019. La baisse du débit est principalement attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19, partiellement compensée par une amélioration en fiabilité dérivant en grande partie du fait qu'il n'y a pas eu d'incident à la tour de fractionnement de Sarnia.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 357 000 barils par jour, contre 477 000 barils par jour lors du deuxième trimestre de 2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19.

Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 7 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 38 millions de dollars au trimestre correspondant de 2019.

Les charges du siège social et autres charges ont affiché un solde de 57 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 69 millions de dollars pour la période correspondante de 2019.

Les flux de trésorerie affectés aux activités d'exploitation se sont établis à 816 millions de dollars au deuxième trimestre, par rapport aux flux de trésorerie de 1 026 millions de dollars générés par les activités d'exploitation pour la période correspondante de 2019, reflétant principalement la baisse des prix dans le secteur amont et la baisse des marges dans le secteur aval.

Les activités d'investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 172 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 429 millions de dollars pour la même période en 2019, reflétant principalement une réduction des acquisitions d'immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 167 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 521 millions de dollars au deuxième trimestre de 2019. Les dividendes payés au cours du deuxième trimestre de 2020 s'élevaient à 162 millions de dollars. Les dividendes par action versés au deuxième trimestre se sont élevés à 0,22 dollar comparativement à 0,19 dollar pour la période correspondante de 2019. Au cours du deuxième trimestre, la compagnie n'a pas racheté d'actions afin de respecter la suspension de son programme de rachat qui a pris effet le 1er avril 2020. Au cours du deuxième trimestre de 2019, la compagnie a racheté environ 9,8 millions d'actions pour 368 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.

Le solde de trésorerie s'établissait à 233 millions de dollars au 30 juin 2020, comparativement à 1 087 millions de dollars à la fin du deuxième trimestre de 2019.

Faits saillants du semestre

Comparaison du premier semestre de 2020 et de 2019

La perte nette des six premiers mois de 2020 s'est établie à 714 millions de dollars ou 0,97 dollar par action sur une base diluée, comparativement à un bénéfice net de 1 505 millions de dollars ou 1,94 dollar par action pour les six premiers mois de 2019. 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 secteur amont a enregistré une perte nette de 1 052 millions de dollars au cours des six premiers mois de l'exercice, comparativement à un bénéfice net de 1 043 millions de dollars à la même période en 2019. Les résultats ont subi l'incidence négative d'une baisse des prix d'environ 1 800 millions de dollars, de l'absence d'un effet favorable de 689 millions de dollars associé à la réduction du taux d'imposition des sociétés de l'Alberta en 2019 et d'une baisse des volumes d'environ 210 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par la baisse des redevances d'environ 310 millions de dollars, par une diminution des dépenses d'exploitation d'environ 190 millions de dollars et par des effets de change favorables d'environ 110 millions de dollars.

Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate s'est établi à 36,66 dollars américains au premier semestre de 2020, contre 57,45 dollars américains pour la période correspondante de 2019. Le prix moyen du Western Canada Select s'est établi en moyenne à 21,20 dollars américains le baril et 45,88 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. L'écart entre le WTI et le WCS s'est creusé pour s'établir à environ 15 dollars américains le baril en moyenne au premier semestre de 2020, contre environ 12 dollars américains le baril à la même période en 2019.

Le dollar canadien valait en moyenne 0,73 dollar américain au premier semestre de 2020, en baisse de 0,02 dollar américain par rapport à la même période en 2019.

Le prix moyen que l'Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a diminué au cours du premier semestre de 2020, principalement en raison de la diminution du WCS. Le prix touché pour le bitume s'est établi en moyenne à 15,54 dollars le baril, contre 53,20 dollars le baril à la même période en 2019. 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 premier semestre de 2020, 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 48,10 dollars le baril, contre 74,77 dollars le baril à la période correspondante de 2019.

La production moyenne brute totale de bitume à Kearl s'est élevée à 208 000 barils par jour au cours du premier semestre de 2020 (la part de l'Impériale se chiffrant à 147 000 barils), contre 193 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 137 000 barils) pour la même période en 2019. La hausse de la production est principalement attribuable à l'ajout d'installations de concassage supplémentaires en 2020 partiellement compensé par le fait que la production à court terme a été équilibrée par rapport à la demande grâce à l'avancement et à la prolongation des activités de révision planifiées.

La production brute moyenne de bitume à Cold Lake s'est établie à 131 000 barils par jour au premier semestre de 2020, contre 140 000 barils par jour à la période correspondante de 2019.

Au cours des six premiers mois de 2020, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie en moyenne à 61 000 barils par jour, comparativement à 79 000 barils par jour pour la période correspondante de 2019. La baisse de la production est principalement attribuable au fait que la production à court terme a été équilibrée par rapport à la demande.

Le bénéfice net du secteur aval s'est établi à 370 millions de dollars, contre 515 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats ont subi l'incidence négative d'une baisse des marges d'environ 250 millions, y compris les effets de la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19, et d'une baisse des volumes de ventes d'environ 150 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par une fiabilité accrue d'environ 160 millions de dollars, notamment par l'absence de l'incident à la tour de fractionnement de Sarnia survenu en avril 2019, et par une diminution des dépenses d'exploitation d'environ 80 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries était de 330 000 barils par jour au cours des six premiers mois de l'année 2020, contre 364 000 barils au cours de la même période en 2019. Le taux d'utilisation de la capacité a été de 78 %, comparativement à 86 % pour la même période en 2019. La baisse du débit est principalement attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19, partiellement compensée par une fiabilité accrue, notamment par le fait qu'il n'y a pas eu d'incident dans la tour de fractionnement de Sarnia.

Les ventes de produits pétroliers s'élevaient à 409 000 barils par jour au cours des six premiers mois de 2020, contre 477 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s'est établi à 28 millions de dollars au premier semestre de 2020, comparativement à 72 millions de dollars pour la période correspondante de 2019.

Les charges du siège social et autres charges ont affiché un solde de 60 millions de dollars au cours du premier semestre de 2020, comparativement à un solde de 125 millions de dollars pour la période correspondante de 2019, attribuable en grande partie aux variations des charges liées à la rémunération à base d'actions.

Les flux de trésorerie affectés aux activités d'exploitation se sont établis à 393 millions de dollars au premier semestre de 2020, par rapport aux flux de trésorerie de 2 029 millions de dollars générés par les activités d'exploitation pour la période correspondante de 2019, reflétant principalement la baisse des prix dans le secteur amont et les effets défavorables du fonds de roulement.

Les activités d'investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 480 millions de dollars au premier semestre de 2020, comparativement à 892 millions de dollars pour la même période en 2019, reflétant principalement une réduction des acquisitions d'immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 612 millions de dollars au premier semestre de 2020, contre 1 038 millions de dollars à la période correspondante de 2019. Les dividendes payés au cours du premier semestre de 2020 ont totalisé 326 millions de dollars. Le dividende par action versé au premier semestre de 2020 s'est élevé à 0,44 dollar, contre 0,38 dollar pour la période correspondante de 2019. Au cours des six premiers mois de 2020, la compagnie, dans le cadre de son programme d'achat d'actions, a acheté environ 9,8 millions d'actions pour 274 millions de dollars, y compris les actions achetées d'Exxon Mobil Corporation. Comme annoncé précédemment, les achats dans le cadre de ce programme ont été suspend le 1er avril 2020. Au cours des six premiers mois de 2019, la compagnie a acheté environ 19,8 millions d'actions pour 729 millions de dollars.

Des données financières et d'exploitation clés suivent.

Conjoncture économique

Au début de l'année 2020, deux effets perturbateurs importants se sont fait ressentir sur l'équilibre entre l'offre et la demande de pétrole et de produits pétrochimiques. En ce qui concerne la demande, la pandémie de COVID-19 s'est rapidement propagée au Canada et dans le monde, ce qui a fortement ralenti les activités commerciales et de consommation, et a considérablement réduit la demande locale et mondiale de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers. Cette baisse de la demande a coïncidé avec l'annonce d'une hausse de la production dans certains des principaux pays producteurs de pétrole, ce qui a fait chuter les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers. Au cours du deuxième trimestre, les effets de la COVID-19 ont continué de se répercuter sur les grandes économies mondiales, et les conditions du marché se sont avérées très incertaines. Au Canada, les activités commerciales et de consommation se sont quelque peu redressées, mais par rapport aux périodes précédentes, elles continuent d'être durement touchées par la pandémie. Les principaux pays producteurs de pétrole ont pris des mesures pour réduire l'offre excédentaire de pétrole brut et de produits pétroliers, et les marchés du crédit semblent s'être stabilisés, fournissant suffisamment de liquidités aux entreprises solvables.

À la fin de mars, la compagnie a annoncé qu'elle allait réduire considérablement ses dépenses en immobilisations et ses dépenses d'exploitation pour 2020. Les dépenses en immobilisations et frais d'exploration en 2020 devraient totaliser entre 1,1 et 1,2 milliard de dollars, comparativement à la somme précédemment annoncée de 1,6 à 1,7 milliard de dollars. En outre, l'Impériale a cerné les occasions de réduire de 500 millions de dollars les dépenses d'exploitation de 2020 par rapport à celles de 2019, et a progressé dans ce sens.

Au cours du deuxième trimestre de 2020, la compagnie a contracté deux nouvelles marges de crédit à court terme engagées totalisant 800 millions de dollars qui viennent s'ajouter à ses marges de crédit existantes de 500 millions de dollars. Les deux marges de crédit viendront à échéance dans un délai d'un an et pourront être renouvelées ou remplacées en fonction des besoins de financement de la compagnie et du contexte commercial. A la fin du mois de juin 2020, le solde de trésorerie de la compagnie s'élevait à 233 millions de dollars, et elle n'avait utilisé aucune de ses marges de crédit. La dette totale de la compagnie n'a pas augmenté au cours du deuxième trimestre.

Les effets de la COVID-19 et du contexte commercial actuel sur l'évolution de l'offre et de la demande ont eu une conséquence négative sur les résultats financiers et opérationnels de l'Impériale au cours des six premiers mois de 2020. À moins que les conditions du secteur observées jusqu'à présent en 2020 ne s'améliorent pas sensiblement au second semestre, la compagnie s'attend à ce que la baisse des prix obtenus pour ses produits se traduise par une baisse marquée du bénéfice et des flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation par rapport à 2019. En réaction à ces conditions, la compagnie a exploité certains actifs à taux réduits au cours du deuxième trimestre de 2020, et a prolongé ses plans d'exploitation de certains actifs à taux réduits au cours du troisième trimestre. La compagnie a devancé le début de la révision planifiée dans l'une des deux usines de Kearl et a prolongé sa durée afin de réduire les effectifs sur place et d'établir un meilleur équilibre entre la production à court terme et la demande. La révision a commencé en début mai et s'est terminée à la fin juin. Si la production brute totale de Kearl a été réduite à une moyenne de 190 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 135 000 barils) pour le deuxième trimestre de 2020, la production brute totale a augmenté par rapport à l'estimation déjà annoncée d'environ 150 000 barils par jour pour le trimestre, principalement attribuable à une reprise partielle de la demande du marché et au bon rendement de l'usine. La révision planifiée dans la deuxième des deux usines de Kearl a également été devancée et entamée à la mi-juillet, et devrait être achevée à la fin août. Comme la durée de ces révisions a été prolongée, Imperial s'attend à présent à ce que la production brute moyenne totale de Kearl soit d'environ 220 000 barils par jour pour l'ensemble de l'exercice 2020, contre une estimation annuelle précédente de 240 000 barils par jour pour 2020. À Cold Lake, l'Impériale s'attend à ce que la production brute annuelle moyenne soit d'environ 135 000 barils par jour, contre une estimation annuelle précédente de 140 000 barils par jour pour 2020. En ce qui concerne Syncrude, les activités de révision de l'usine de cokéfaction, qui avaient été précédemment reportées au troisième trimestre, ont commencé en début mai et devraient se poursuivre jusqu'à la fin septembre. De plus, la compagnie continue d'évaluer et d'ajuster le calendrier et la portée des autres activités de révision dans l'ensemble de ses activités d'exploitation. Ces activités seront gérées de manière à assurer la santé et la sécurité du personnel sur le site. Les taux d'utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits pétroliers ont été réduits tout au long du deuxième trimestre de 2020, en raison de la baisse importante de la demande de produits pétroliers au Canada, mais ils devraient augmenter au troisième trimestre. Toutefois, la durée et la gravité de la baisse de la demande découlant de la COVID-19 et le contexte commercial actuel suscitent une grande incertitude, et l'évolution future de l'offre et de la demande est intrinsèquement difficile à prévoir.

La compagnie s'est penchée sur la réduction de ses dépenses à court terme, sur les répercussions de la production à court terme et sur les niveaux de prix attendus à court terme afin de déterminer si ces mesures présentent un risque de dépréciation pour ses actifs à long terme. Malgré le contexte difficile, le point de vue de la compagnie sur les principes fondamentaux de l'offre et de la demande à long terme n'a pas beaucoup changé. Cependant, la compagnie continue d'évaluer ses plans stratégiques et ses perspectives de prix à long terme, en tenant compte des conditions économiques et du secteur, actuelles et futures, dans le cadre de son processus de planification annuel. Selon les conclusions de ce processus, notamment des changements futurs importants dans les plans stratégiques de la compagnie ou les perspectives de prix à long terme, une partie de ses actifs à long terme pourrait présenter un risque de dépréciation. En raison des interdépendances entre les nombreux éléments essentiels à ce processus de planification qui demeurent non résolus ou incertains, il n'est pas possible d'estimer raisonnablement la possibilité ou la portée de charges de dépréciation potentielles dans l'avenir.

Comme divulgué dans le formulaire 10-K 2019 de l'Impériale, les faibles cours du pétrole brut et du gaz naturel peuvent avoir un impact sur les estimations des réserves prouvées de la compagnie tel qu'il est mentionné en vertu des règles de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis (SEC). Le prix moyen que l'Impériale a touché depuis le début de l'exercice pour le pétrole brut a eu une forte incidence sur la baisse des prix depuis la fin du premier trimestre. Tout comme les révisions à la baisse des réserves prouvées de bitume à la fin de 2016 qui ont découlé de la faiblesse des prix, si les prix moyens observés jusqu'à présent en 2020 persistent pour le reste de l'année, en vertu de la définition des réserves prouvées de la SEC, certains volumes considérés comme des réserves prouvées à la fin de 2019, principalement les réserves prouvées de bitume de Kearl (totalisant environ 60 % des 3,5 milliards de barils d'équivalent pétrole des réserves prouvées nettes de la compagnie), ne seront pas considérés comme des réserves prouvées à la fin de l'exercice 2020. Les estimations des réserves prouvées peuvent dépendre d'un certain nombre de facteurs, dont l'achèvement des projets de mise en valeur, le rendement des gisements, les approbations réglementaires, la politique gouvernementale, les préférences des consommations, les variations du montant et du moment liés aux dépenses d'investissement, le cadre des redevances et les changements importants des niveaux de prix du pétrole et du gaz à long terme. La compagnie ne s'attend pas à ce que la révision à la baisse des réserves prouvées déclarées en vertu des définitions de la SEC affecte les opérations de projets sous- entendu ou modifie ses perspectives pour les volumes de production.

Au cours du deuxième trimestre de 2020, les gouvernements fédéral et provinciaux canadiens ont instauré des plans et des programmes pour appuyer les entreprises et les activités économiques face aux effets perturbateurs de la pandémie de COVID-19. Le gouvernement du Canada a instauré la Subvention salariale d'urgence du Canada dans le cadre de son plan d'intervention économique pour répondre à la COVID-19. La compagnie a reçu des subventions salariales dans le cadre de ce programme et, si elle y est admissible, elle entend continuer d'en faire la demande. De plus, le gouvernement de l'Alberta a annoncé son plan de relance, qui tient compte d'une proposition visant à accélérer la réduction du taux d'imposition des sociétés de l'Alberta, initialement prévue par la loi en 2019. Si elle est adoptée, le taux d'imposition des sociétés de l'Alberta sera réduit à 8 % à compter du 1er juillet 2020, alors qu'il était auparavant réduit à 8 % à compter du 1er janvier 2022. L'effet cumulatif de cette proposition de changement sur les états financiers de la compagnie devrait être négligeable.

La compagnie a pris des mesures, conformément aux directives et restrictions fédérales et provinciales, pour limiter la propagation de COVID-19 parmi les employés, les entrepreneurs et l'ensemble de la collectivité, ainsi que pour poursuivre ses activités d'exploitation afin de garantir à ses clients un approvisionnement fiable de produits puisqu'elle est un fournisseur de services essentiels. D'autres mesures ont été mises en oeuvre dans l'ensemble de l'organisation, notamment des tests volontaires de dépistage de la COVID-19 et des horaires de travail modifiés dans des camps en région éloignée. La compagnie dispose d'excellents plans de continuité des activités, qui ont été déployés dans le but de minimiser les effets de la COVID-19 sur la productivité du personnel. Ces mesures ont permis de gérer efficacement l'éclosion de COVID-19 à Kearl et de réduire le nombre d'infections. En juin, les services de santé de l'Alberta ont déclaré que l'éclosion à Kearl était maîtrisée.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d'affaires, sont des énoncés prévisionnels. Les énoncés prospectifs peuvent être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, avoir l'intention de, proposer, planifier, objectif, viser, projeter, prévoir, cibler, estimer, s'attendre à, stratégie, perspectives, calendrier, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et d'autres termes semblables faisant référence à des périodes futures. Les énoncés prospectifs qui figurent dans le présent rapport font notamment référence aux effets continus de la pandémie de COVID-19 sur les activités commerciales et de consommation; aux réductions de capital et de dépenses déjà annoncées, y compris la capacité à atteindre ces objectifs, à améliorer les flux de trésorerie et à continuer à offrir une valeur aux actionnaires; à la résilience du portefeuille opérationnel de la compagnie; à la capacité à préserver une certaine marge de manoeuvre en vue de s'adapter à une conjoncture plus favorable; à la durée et aux incidences de la révision de la deuxième usine de Kearl; à la bonne position des actifs de la compagnie en vue de fournir un rendement élevé et de s'adapter à un contexte commercial favorable; à la production attendue de Kearl et de Cold Lake pour l'ensemble de l'exercice 2020; à la stabilité et aux liquidités du marché du crédit; aux perspectives de capital de 1,1 à 1,2 milliard de dollars pour 2020, et à la réduction des dépenses d'exploitation de 500 millions de dollars par rapport à celles de 2019; aux effets de la COVID-19 et aux conditions actuelles du secteur sur une longue période, y compris la baisse des prix, des flux de trésorerie liés à l'exploitation et des actifs d'exploitation à taux réduits; aux changements au calendrier et à la durée des activités de révision à Kearl et à Syncrude; à la durée et à la portée des autres activités de révision planifiées dans l'ensemble des activités d'exploitation; à l'amélioration attendue des taux d'utilisation de la capacité de raffinage et des ventes de produits pétroliers au cours du troisième trimestre; au point de vue de la compagnie sur les principes fondamentaux de l'offre et de la demande à long terme; aux répercussions de réductions futures des perspectives de prix à long terme, y compris la dépréciation des actifs à long terme; aux répercussions d'une baisse prolongée des prix du pétrole et du gaz naturel sur les réserves prouvées en vertu des règles de la SEC, y compris l'éventuelle révision à la baisse des réserves prouvées de bitume; à l'intention de continuer de faire la demande de la Subvention salariale d'urgence du Canada; à l'effet cumulatif de l'accélération de la réduction du taux d'imposition des sociétés par le gouvernement de l'Alberta; et aux incidences des mesures prises face à la COVID-19.

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 la combinaison de sources énergétiques; le prix des marchandises, les taux de change et conditions générales du marché; les taux, la croissance et la composition de la production; les plans, le calendrier, les coûts, les évaluations techniques et les capacités des projets, ainsi que la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs; l'évolution de COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de l'Impériale à exploiter ses actifs, notamment la fermeture éventuelle des installations en raison des éclosions de COVID-19; la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et à mener ses activités d'intervention en cas de pandémie; la capacité de la compagnie à réaliser des économies et à adapter les travaux d'entretien; l'adoption et aux incidences de nouvelles installations ou technologies, notamment sur la réduction de l'intensité des émissions de gaz à effet de serre; l'utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits; les lois et les politiques gouvernementales applicables, notamment la réduction et les restrictions de la production en réponse à la COVID-19; les sources de financement et la structure du capital, notamment la capacité d'émettre des titres d'emprunt à long terme; ainsi qu'aux dépenses reliées aux immobilisations et à l'environnement pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.

Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales 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, les écarts et les marges qui en résultent, y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux et les prix de l'offre et les effets de la COVID-19 sur la demande; la conjoncture économique générale; la disponibilité et l'allocation du capital; les taux de change; les transports pour accéder aux marchés; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales telles que les lois fiscales, la réduction de la production et les mesures prises en réponse à la COVID-19; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, compte tenu notamment des restrictions liées à la COVID-19; l'efficacité de la gestion et la préparation aux catastrophes, y compris les plans de continuité des activités en réponse à la COVID-19; 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 règlements concernant les gaz à effet de serre et les changements à ces règlements; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l'achèvement de ces projets dans les délais prévus; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, et la capacité de commercialiser les nouvelles technologies à un prix concurrentiel; les risques et dangers opérationnels; les incidents de cybersécurité, y compris le recours accru aux modalités de travail à distance et au déploiement des plans de continuité des activités en raison de la COVID-19; 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 et les rapports provisoires ultérieurs sur le formulaire 10-Q.

Les énoncés prévisionnels 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 la Compagnie pétrolière Impériale Limitée. 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.

Après plus d'un siècle d'existence, l'Impériale demeure un acteur majeur dans la promotion de la technologie et de l'innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques du Canada de façon responsable. Principal raffineur de produits pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut, producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la distribution de carburant à l'échelle du pays, notre entreprise continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce, dans tous les secteurs d'activité.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2020

 

2019

 

 

2020

 

2019

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

 

 

 

 

 

 

Total des produits et des autres revenus

3 710

 

9 261

 

 

10 400

 

17 243

 

 

Total des dépenses

4 403

 

8 532

 

 

11 348

 

16 116

 

 

Bénéfice (perte) avant impôts

(693

)

729

 

 

(948

)

1 127

 

 

Impôts sur le bénéfice

(167

)

(483

)

 

(234

)

(378

)

 

Bénéfice (perte) net

(526

)

1 212

 

 

(714

)

1 505

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)

(0,72

)

1,58

 

 

(0,97

)

1,95

 

 

Bénéfice (perte) net par action ordinaire

? compte tenu d'une dilution (en dollars)

(0,72

)

1,57

 

 

(0,97

)

1,94

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Autres données financières

 

 

 

 

 

 

Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts

9

 

10

 

 

15

 

6

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Total des actifs au 30 juin

 

 

 

39 500

 

41 929

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Total du passif au 30 juin

 

 

 

5 193

 

5 168

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Capitaux propres au 30 juin

 

 

 

22 916

 

25 022

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Capital utilisé au 30 juin

 

 

 

28 134

 

30 215

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

 

 

 

 

 

 

 

Total

162

 

169

 

 

324

 

316

 

 

 

Par action ordinaire (en dollars)

0,22

 

0,22

 

 

0,44

 

0,41

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Millions d'actions ordinaires en circulation

 

 

 

 

 

 

 

Au 30 juin

 

 

 

734,1

 

762,8

 

 

 

Moyenne ? compte tenu d'une dilution

734,1

 

769,9

 

 

736,5

 

774,9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe II

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2020

 

2019

 

 

2020

 

2019

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

233

 

1 087

 

 

233

 

1 087

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net

(526

)

1 212

 

 

(714

)

1 505

 

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

 

 

 

 

 

 

Dépréciation et épuisement

413

 

392

 

 

866

 

782

 

 

Dépréciation d'actifs incorporels

-

 

-

 

 

20

 

-

 

 

(Gain) perte à la vente d'actifs

(10

)

(11

)

 

(17

)

(6

)

 

Dépréciation de l'inventaire à la valeur marchande courante

(281

)

-

 

 

-

 

-

 

 

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

(242

)

(471

)

 

(199

)

(475

)

Variations de l'actif et du passif d'exploitation :

(170

)

(96

)

 

(349

)

223

 

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

(816

)

1 026

 

 

(393

)

2 029

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement

(172

)

(429

)

 

(480

)

(892

)

 

Produits associés à la vente d'actifs

40

 

14

 

 

49

 

36

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(167

)

(521

)

 

(612

)

(1 038

)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe III

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2020

 

2019

 

 

2020

 

2019

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

(444

)

985

 

 

(1 052

)

1 043

 

 

Secteur Aval

(32

)

258

 

 

370

 

515

 

 

Produits chimiques

7

 

38

 

 

28

 

72

 

 

Comptes non sectoriels et autres

(57

)

(69

)

 

(60

)

(125

)

 

Bénéfice (perte) net

(526

)

1 212

 

 

(714

)

1 505

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Produits et autres revenus

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

1 180

 

3 707

 

 

3 554

 

6 895

 

 

Secteur Aval

2 738

 

6 881

 

 

8 117

 

12 813

 

 

Produits chimiques

199

 

314

 

 

459

 

637

 

 

Éliminations / Comptes non sectoriels et autres

(407

)

(1 641

)

 

(1 730

)

(3 102

)

 

Produits et autres revenus

3 710

 

9 261

 

 

10 400

 

17 243

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

512

 

1 802

 

 

2 162

 

3 388

 

 

Secteur Aval

1 896

 

5 338

 

 

5 665

 

9 920

 

 

Produits chimiques

119

 

171

 

 

259

 

364

 

 

Éliminations

(412

)

(1 649

)

 

(1 745

)

(3 115

)

 

Achats de pétrole brut et de produits

2 115

 

5 662

 

 

6 341

 

10 557

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Dépenses de production et de fabrication

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

884

 

1 171

 

 

1 992

 

2 327

 

 

Secteur Aval

343

 

474

 

 

751

 

855

 

 

Produits chimiques

46

 

70

 

 

109

 

128

 

 

Éliminations

-

 

-

 

 

-

 

-

 

 

Dépenses de production et de fabrication

1 273

 

1 715

 

 

2 852

 

3 310

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

145

 

301

 

 

376

 

673

 

 

Secteur Aval

51

 

111

 

 

127

 

240

 

 

Produits chimiques

2

 

6

 

 

11

 

23

 

 

Comptes non sectoriels et autres

9

 

11

 

 

24

 

22

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

207

 

429

 

 

538

 

958

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Frais d'exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus

3

 

5

 

 

4

 

38

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe IV

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Données d'exploitation

Deuxième trimestre

 

Six mois

 

 

 

2020

2019

 

2020

2019

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)

 

 

 

 

 

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

Kearl

135

147

 

147

137

 

Cold Lake

123

135

 

131

140

 

Syncrude

50

80

 

61

79

 

Classique

11

13

 

14

13

 

Total de la production de pétrole brut

319

375

 

353

369

 

LGN mis en vente

2

2

 

2

1

 

Total de la production de pétrole brut et de LGN

321

377

 

355

370

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)

157

138

 

167

142

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d'équivalent pétrole (a)

347

400

 

383

394

(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

Kearl

134

140

 

144

132

 

Cold Lake

122

108

 

128

115

 

Syncrude

49

69

 

60

69

 

Classique

11

13

 

12

12

 

Total de la production de pétrole brut

316

330

 

344

328

 

LGN mis en vente

1

1

 

1

2

 

Total de la production de pétrole brut et de LGN

317

331

 

345

330

 

 

 

 

 

 

 

 

Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)

146

139

 

161

140

 

 

 

 

 

 

Production nette d'équivalent pétrole (a)

341

354

 

372

353

(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)

199

198

 

209

187

Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)

176

188

 

183

189

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)

2

5

 

2

6

 

 

 

 

 

 

 

 

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

 

 

 

 

 

 

Bitume (le baril)

12,82

57,19

 

15,54

53,20

 

Pétrole synthétique (le baril)

32,20

79,96

 

48,10

74,77

 

Pétrole brut classique (le baril)

15,47

58,20

 

30,26

55,29

 

LGN (le baril)

13,88

16,78

 

11,41

27,20

 

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

1,50

1,94

 

1,69

2,40

 

 

 

 

 

 

 

 

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

278

344

 

330

364

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

66

81

 

78

86

 

 

 

 

 

 

 

 

Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

Essence

178

250

 

205

245

 

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

125

162

 

152

172

 

Mazout lourd

18

28

 

16

23

 

Huiles lubrifiantes et autres produits

36

37

 

36

37

 

Ventes nettes de produits pétroliers

357

477

 

409

477

 

 

 

 

 

 

 

 

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

190

190

 

376

385

 

 

 

 

 

 

 

 

(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

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

Troisième trimestre

424

 

 

 

 

0,56

 

Quatrième trimestre

271

 

 

 

 

0,36

 

Exercice

2 200

 

 

 

 

2,88

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2020

 

 

 

 

 

Premier trimestre

(188

)

 

 

 

(0,25

)

Deuxième trimestre

(526

)

 

 

 

(0,72

)

Exercice

(714

)

 

 

 

(0,97

)

(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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Communiqué envoyé le 31 juillet 2020 à 08:00 et diffusé par :