- Bénéfice net trimestriel de 675 millions de dollars et
flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de
885 millions de dollars
- Achèvement réussi des activités d’entretien planifiées aux de
Kearl, Syncrude et raffinerie de Strathcona
- Production du secteur Amont de 363 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour
- Débit des raffineries de 388 000 barils par jour et
un taux d’utilisation de la capacité de 90 pour cent
- Début de la construction du complexe dans le cadre du projet de
diesel renouvelable à Strathcona
- Renouvellement de l’offre publique annuelle de rachat dans le
cours normal des activités pour racheter jusqu’à 5 pour cent des
actions ordinaires en circulation, avec l’intention d’accélérer le
parachèvement du programme avant la fin de l’exercice.
- Déclaration d’un dividende de 50 cents par action au
troisième trimestre
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE (TSE : IMO, NYSE American
: IMO)
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
∆
2023
2022
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
675
2 409
(1 734)
1 923
3 582
(1 659)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,15
3,63
(2,48)
3,29
5,36
(2,07)
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
493
314
+179
922
610
+312
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au deuxième
trimestre de 675 millions de dollars, comparativement à un bénéfice
net de 1 248 millions de dollars au premier trimestre de 2023,
attribuable à la baisse des marges de raffinage et aux activités
d’entretien planifiées. Les flux de trésorerie trimestriels liés
aux activités d’exploitation se sont élevés à 885 millions de
dollars, en hausse comparativement aux 821 millions de dollars au
premier trimestre de 2023.
« Les résultats de L’Impériale au deuxième trimestre reflètent
l’exécution sûre et conforme au plan des activités d’entretien
considérables dans l’ensemble de nos secteurs d’activité en amont
et en aval », a déclaré Brad Corson, président du Conseil
d’administration, président et chef de la direction de L’Impériale.
« Ces activités d’entretien substantielles étant terminées, nous
prévoyons une forte production au cours de la seconde moitié de
2023. »
La production du secteur Amont au deuxième trimestre s’est
élevée en moyenne à 363 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est
établie en moyenne à 217 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 154 000 barils), attribuable
essentiellement aux activités d’entretien planifiées. En avril,
Kearl a pris livraison de sa toute première expédition de diesel
renouvelable à utiliser dans le parc de la mine dans le cadre des
efforts continus de la compagnie en vue de réduire les émissions et
de démontrer son adéquation pour utilisation dans des applications
d’équipement lourd. À Cold Lake, la production trimestrielle brute
s’est établie en moyenne à 132 000 barils par jour, en raison du
calendrier des cycles de production et de vapeur. À Syncrude, la
part de la compagnie dans la production trimestrielle brute s’est
établie en moyenne à 66 000 barils bruts par jour, attribuable
principalement à l’achèvement des activités d’entretien annuelles
de son unité de cokéfaction.
Dans le secteur Aval, le débit au cours du trimestre s’est élevé
en moyenne à 388 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de
la capacité des raffineries de 90 pour cent, reflétant l’incidence
des activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona.
Les ventes de produits pétroliers au cours du trimestre étaient de
475 000 barils par jour. En mai, le projet de diesel renouvelable
de Strathcona a franchi une étape importante, les principaux
contractuels arrivant sur le chantier pour commencer les travaux de
construction du complexe.
« Nous soutenons la vision du Canada pour un avenir à émissions
réduites, et je trouve encourageant de voir les travaux maintenant
en cours pour la construction du plus grand complexe de diesel
renouvelable au Canada », a déclaré M. Corson. « Le projet est sur
la bonne voie pour démarrer en 2025 et on s’attend à ce qu’il
produise plus d’un milliard de litres de diesel renouvelable par
année pour contribuer à répondre à la forte demande découlant du
Règlement sur les combustibles propres du Canada et à réduire la
dépendance à l’égard des importations coûteuses » a ajouté M.
Corson.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 257 millions de
dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a
déclaré un dividende de 50 cents par action au troisième trimestre.
En juin, L’Impériale a renouvelé son programme annuel de rachat
dans le cours normal des activités, permettant ainsi à la compagnie
de racheter jusqu’à cinq pour cent des actions ordinaires en
circulation sur une période de 12 mois se terminant le 28 juin
2024.
« L’Impériale continue de démontrer son engagement de longue
date à distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires, et je
suis heureux d’annoncer notre intention d’accélérer les rachats
d’actions dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités dans le but de mener le programme à bien avant
la fin de l’exercice », a déclaré M. Corson.
Faits saillants du deuxième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 675 millions de dollars, soit
1,15 dollar par action sur une base diluée, comparativement à 2
409 millions de dollars ou 3,63 dollars par action au deuxième
trimestre de 2022. La baisse du bénéfice net est principalement
attribuable à la baisse des prix des matières premières et à
l’augmentation des activités d’entretien planifiées.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 885 millions de dollars, comparativement à des
flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 2
682 millions de dollars pour la même période en 2022. Les flux de
trésorerie générés par les activités d’exploitation, hors le fonds
de roulement1, se sont élevés à 1 136 millions de dollars,
comparativement à 2 783 millions de dollars pour la même période en
2022.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 493 millions de dollars, en hausse comparativement aux
314 millions de dollars au deuxième trimestre de 2022.
- La société a distribué 257 millions de dollars aux
actionnaires au deuxième trimestre de 2023 sous forme de
dividendes versés.
- Le renouvellement du programme de rachats d’actions,
permettant le rachat de jusqu’à cinq pour cent des actions
ordinaires en circulation, soit un maximum de 29 207 635 actions,
au cours de la période de 12 mois se terminant le 28 juin 2024.
L’Impériale a l’intention d’accélérer ses rachats d’actions dans le
cadre de l’offre publique annuelle de rachat d’actions dans le
cours normal des activités et s’attend à racheter toutes les
actions restantes auxquelles elle a droit avant la fin de
l’exercice. Les projets de rachat peuvent être modifiés en tout
temps sans préavis.
- La production s’est établie en moyenne à 363 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, comparativement aux 413 000
barils d’équivalent pétrole brut par jour à la même période en
2022. La baisse de production est principalement attribuable au
calendrier des activités d’entretien planifiées à Syncrude, au
calendrier des cycles de production et de vapeur à Cold Lake et à
l’absence de volumes non classiques à la suite de la vente de XTO
Energy Canada au troisième trimestre de 2022.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 217 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 154 000 barils), comparativement aux 224
000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 159 000
barils) au cours du deuxième trimestre de 2022.
- Achèvement des travaux de construction liés à des
initiatives d’atténuation clés pour élargir l’actuel système
d’interception des eaux d’infiltration à Kearl. D’autres
travaux de surveillance et d’évaluation seront effectués au cours
des prochains mois. L’Impériale continue de mobiliser les
communautés autochtones locales et offre des visites de sites et
l’accès aux sites pour des tests indépendants. À ce jour, il n’y a
aucune indication d’impact sur la faune ou les populations de
poissons dans les rivières à proximité ni de risques relatifs à
l’eau potable pour les collectivités locales.
- Toute première livraison de diesel renouvelable à Kearl pour
utilisation dans le parc de la mine dans le cadre des efforts
continus de la compagnie en vue de réduire les émissions et de
démontrer son adéquation pour utilisation dans des applications
d’équipement lourd.
- La production brute totale de bitume au site de Cold Lake
s’est établie en moyenne à 132 000 barils par jour,
comparativement aux 144 000 barils par jour au deuxième trimestre
de 2022. La baisse de production est principalement due au
calendrier des cycles de production et de vapeur.
- Achèvement du forage et de la construction de tous les puits
et réception du dernier module unitaire pour la phase 1 du projet
Grand Rapids (PGR1) à Cold Lake. Le PGR1 sera le premier projet
de SGSIV et par injection de solvant dans l’industrie et on
s’attend à ce qu’il réduise l’intensité des émissions de gaz à
effet de serre de jusqu’à 40 %, comparativement à la technologie
existante de simulation cyclique par la vapeur d’eau. Le projet est
sur la bonne voie pour atteindre la mise en marche accélérée par
injection de vapeur prévue avant la fin de 2023.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 66 000 barils par jour,
comparativement aux 81 000 barils par jour au deuxième trimestre de
2022, principalement attribuable au calendrier des activités
d’entretien planifiées.
- Le débit moyen des raffineries a été de 388 000 barils par
jour, comparativement aux 412 000 barils par jour au deuxième
trimestre de 2022. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé
à 90 pour cent, comparativement à 96 pour cent au deuxième
trimestre de 2022, reflétant l’impact des activités d’entretien
planifiées à Strathcona au cours du trimestre.
- Début de la construction du complexe dans le cadre du projet
de diesel renouvelable de Strathcona, avec l’arrivée sur le
chantier des principaux contractuels. Ce projet devrait
produire plus d’un milliard de litres de diesel renouvelable par
an, issu principalement de charges d’alimentation locales, et
pourrait contribuer à réduire les émissions de gaz à effet de serre
d’environ 3 millions de tonnes métriques par an, tel que déterminé
conformément au Règlement sur les combustibles propres du Canada.
La production de diesel renouvelable devrait commencer au début de
2025.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 475 000 barils
par jour, comparativement aux 480 000 barils par jour au
deuxième trimestre de 2022.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 71
millions de dollars pour le trimestre, en hausse par rapport à
53 millions de dollars au deuxième trimestre de 2022.
- Le travail initial se poursuit relativement au projet
fondamental portant sur un centre de stockage permanent du carbone
dans le cadre de l’Alliance nouvelles voies, qui cherche
maintenant à obtenir le consentement du gouvernement de l’Alberta
relativement à la séquestration du carbone. Les travaux
d’ingénierie et de préparation du terrain sont en cours pour
soutenir une application réglementaire plus tard cette année.
L’Impériale est un membre fondateur de l’Alliance, qui continue de
collaborer à la fois avec le gouvernement fédéral et le
gouvernement de l’Alberta sur les cadres stratégiques et de
cofinancement nécessaires pour faire avancer le projet.
_________________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Contexte commercial récent
Au cours du premier semestre 2023, le prix du pétrole brut a
baissé en raison de l’augmentation des stocks sur le marché mondial
du pétrole. En outre, le différentiel WTI/WCS canadien a continué
de se rétablir au deuxième trimestre, mais est demeuré plus faible
qu’au cours du premier semestre de 2022. Les marges de raffinage
ont diminué en raison de l’approvisionnement régulier de
diesel.
Résultats d’exploitation Comparaison des deuxièmes
trimestres de 2023 et 2022
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
675
2 409
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,15
3,63
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2023
1 346
(1 340)
(300)
420
258
384
Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est
principalement due à la baisse des prix du marché et à
l’élargissement du différentiel WTI/WCS. Les prix moyens obtenus
pour le bitume ont diminué de 43,63 $ le baril, une baisse
coïncidant généralement avec celle du WCS, et les prix touchés sur
les ventes de pétrole brut synthétique ont chuté de 43,75 $ le
baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La baisse des volumes est principalement attribuable
au calendrier des activités d’entretien planifiées à Syncrude et au
calendrier des cycles de production et de vapeur à Cold Lake.
Redevances : La baisse des redevances était principalement
attribuable au fléchissement des prix des matières premières.
Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 180
millions de dollars et des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 130 millions de dollars, attribuables essentiellement à
la baisse des prix de l’énergie.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Deuxième trimestre
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2023
2022
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
73,56
108,52
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
58,49
95,80
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
15,07
12,72
Bitume (le baril)
68,64
112,27
Pétrole brut synthétique (le baril)
100,92
144,67
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,74
0,78
Production
Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour
2023
2022
Kearl (part de L’Impériale)
154
159
Cold Lake
132
144
Syncrude (a)
66
81
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
217
224
(a)
Au deuxième trimestre de 2023, la
production brute de Syncrude comprenait environ 0 milliers de
barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 2 milliers
de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de
l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion.
La baisse de la production à Cold Lake est principalement
attribuable au calendrier des cycles de production et de
vapeur.
La baisse de la production à Syncrude découle principalement du
calendrier des activités d’entretien annuel de l’unité de
cokéfaction.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
1 033
(730)
(53)
250
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Comprend des effets plus élevés des activités
d’entretien d’environ 230 millions de dollars, reflétant les
activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona,
lesquels ont été partiellement compensés par des effets de change
favorables d’environ 110 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2023
2022
Débit des raffineries
388
412
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
90
96
Ventes de produits pétroliers
475
480
La diminution du débit des raffineries au deuxième trimestre de
2023 reflète l’impact des activités d’entretien planifiées à la
raffinerie de Strathcona.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
53
—
18
71
Comptes non sectoriels et autres
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(30)
(23)
Situation de trésorerie et sources de financement
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
885
2 682
Activités d’investissement
(489)
(230)
Activités de financement
(263)
(2 734)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
133
(282)
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
2 376
2 867
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
reflètent principalement la baisse des prix obtenus dans le secteur
Amont et les marges du secteur Aval.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement la hausse des ajouts aux immobilisations
corporelles et la baisse du produit de la vente d’actifs.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Dividendes versés
257
228
Dividende par action versé (en
dollars)
0,44
0,34
Rachats d’actions (a)
—
2 500
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
—
32,5
(a)
La compagnie n’a pas acheté d’actions au
cours du deuxième trimestre 2023. Au deuxième trimestre 2022, les
rachats d’actions avaient été effectués dans le cadre de
l’importante offre publique de rachat de la compagnie qui avait
débuté le 6 mai 2022 et avait pris fin le 10 juin 2022, et
comprenaient des actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par
dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir son pourcentage
de participation à environ 69,6 %.
Le 27 juin 2023, la compagnie a annoncé dans un communiqué de
presse qu’elle avait reçu l’approbation finale de la Bourse de
Toronto pour une nouvelle offre publique de rachat dans le cours
normal des activités et qu’elle poursuivra son programme de rachat
d’actions existant. Le programme permet à la compagnie d’acheter
jusqu’à un maximum de 29 207 635 actions ordinaires au cours de la
période allant du 29 juin 2023 au 28 juin 2024. Ce nombre maximum
d’actions comprend les rachats d’actions dans le cadre du programme
d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et
les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation, mais hors de
l’offre publique de rachat. Comme dans le passé, la société Exxon
Mobil Corporation a informé la compagnie qu’elle avait l’intention
de conserver son pourcentage de participation à environ 69,6 %. Le
programme prendra fin lorsque la compagnie aura acheté le nombre
maximum d’actions autorisé dans le cadre du programme ou le 28 juin
2024. L’Impériale a l’intention d’accélérer ses rachats d’actions
dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités, et s’attend à racheter toutes les actions
restantes auxquelles elle a droit avant la fin de l’exercice. Les
projets de rachat peuvent être modifiés en tout temps sans
préavis.
Comparaison des six premiers mois de 2023 et de 2022
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 923
3 582
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
3,29
5,36
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2023
2 128
(2 340)
(170)
650
446
714
Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est
principalement due à la baisse des prix du marché et à
l’élargissement du différentiel WTI/WCS. Les prix moyens obtenus
pour le bitume ont diminué de 42,59 $ le baril, une baisse
coïncidant généralement avec celle du WCS, et les prix touchés sur
les ventes de pétrole brut synthétique ont chuté de 29,68 $ le
baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La baisse des volumes est principalement attribuable
au calendrier des activités d’entretien planifiées à Syncrude et au
calendrier des cycles de production et de vapeur à Cold Lake,
partiellement compensée par l’absence de conditions de froid
extrême et une réduction des temps d’arrêt imprévus au site de
Kearl.
Redevances : La baisse des redevances était principalement
attribuable au fléchissement des prix des matières premières.
Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 330
millions de dollars et des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 50 millions de dollars.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Six mois
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2023
2022
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
74,77
101,77
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
54,92
88,13
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
19,85
13,64
Bitume (le baril)
58,94
101,53
Pétrole brut synthétique (le baril)
101,73
131,41
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,74
0,79
Production
Six mois
en milliers de barils par jour
2023
2022
Kearl (part de L’Impériale)
169
146
Cold Lake
137
142
Syncrude (a)
71
79
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
238
205
(a)
En 2023, la production brute de Syncrude
comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour et
d’autres produits (2022 – 2 milliers de barils par jour) qui
étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide
d’un pipeline d’interconnexion existant.
La hausse de la production au site de Kearl était principalement
attribuable à l’absence de conditions de froid extrême et à une
réduction des temps d’arrêt imprévus, consécutivement au
déploiement réussi de la stratégie d’aménagement hivernal.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
1 422
(350)
48
1 120
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Effets de change favorables d’environ 190 millions de
dollars et volumes accrus d’environ 110 millions de dollars,
partiellement compensés par les effets plus élevés des activités
d’entretien d’environ 250 millions de dollars, reflétant les
activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Six mois
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2023
2022
Débit des raffineries
403
406
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
93
95
Ventes de produits pétroliers
465
464
La baisse du débit des raffineries en 2023 reflète l’impact des
activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
109
10
5
124
Comptes non sectoriels et autres
Six mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(35)
(77)
Situation de trésorerie et sources de financement
Six mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
64
4 596
Activités d’investissement
(903)
(509)
Activités de financement
(534)
(3 373)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
(1 373)
714
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement les effets défavorables du fonds de
roulement, y compris une charge d’impôt « de rattrapage » de 2,1
milliards de dollars ainsi que la baisse des prix obtenus dans le
secteur Amont et les marges du secteur Aval.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement la hausse des ajouts aux immobilisations
corporelles et la baisse du produit de la vente d’actifs.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Dividendes versés
523
413
Dividende par action versé (en
dollars)
0,88
0,61
Rachats d’actions (a)
—
2 949
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
—
41,4
(a)
La compagnie n’a pas acheté d’actions au
cours des six mois se terminant le 30 juin 2023. Au cours des six
mois se terminant le 30 juin 2022, les rachats d’actions ont été
effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités et de l’importante offre
publique de rachat de la compagnie en vigueur du 6 mai 2022 au 10
juin 2022. Cela comprend le rachat d’actions à Exxon Mobil
Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de
l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et
par dépôt proportionnel dans le cadre de l’importante offre
publique de rachat de la compagnie.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
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 prospectifs. De même, les discussions sur les
plans futurs de réduction des émissions en vue d’atteindre la
carboneutralité dépendent de facteurs liés au marché futur tels que
les progrès technologiques et l’appui en matière de politiques, et
représentent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs
peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant
certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose,
planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable,
peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes
futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport
comprennent notamment des références à l’engagement de longue date
de la compagnie à distribuer l’excédent de trésorerie aux
actionnaires, y compris les achats effectués dans le cadre de
l’offre publique de rachats d’actions dans le cours normal des
activités et les projets de rachat accéléré en vue du parachèvement
du programme avant la fin de l’exercice; les prévisions de
production et de débit solides au cours du deuxième semestre de
2023; les efforts continus de la compagnie en vue de réduire
l’intensité des émissions liées à ses activités, y compris l’impact
de l’utilisation du diesel renouvelable à Kearl et l’adéquation
démontrée de son utilisation dans des applications d’équipement
lourd; le projet de diesel renouvelable de la compagnie à
Strathcona, y compris l’échéancier, la production prévue, la forte
demande, la capacité de réduire la dépendance à l’égard des
importations coûteuses et la réduction des émissions de gaz à effet
de serre; l’accroissement des activités de surveillance et
d’évaluation à Kearl en ce qui a trait aux eaux d’infiltration et
l’engagement avec les communautés autochtones locales; l’impact et
le calendrier de la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, y
compris la réduction de l’intensité des gaz à effet de serre, et
les progrès relatifs au centre de stockage permanent du carbone de
l’Alliance nouvelles voies, incluant l’obtention d’un accord de
séquestration et l’échéancier d’une application réglementaire.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles
de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses
émises au moment de la déclaration. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la croissance de la demande et la source,
l’offre et le bouquet énergétiques; les taux, la croissance et la
composition de la production de divers actifs; les plans de projet,
l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les
capacités et l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces
plans et à exploiter ses actifs, y compris le complexe de
production de diesel renouvelable de Strathcona; en ce qui concerne
les rendements pour les actionnaires, les hypothèses comme les
prévisions de flux de trésorerie, les sources de financement et la
structure du capital, la participation de l’actionnaire majoritaire
de la compagnie et les résultats des évaluations périodiques et
continues des autres usages du capital; l’adoption de nouvelles
installations ou technologies et leur incidence sur la réduction de
l’intensité des émissions de GES, y compris notamment, mais sans
s’y limiter, le diesel renouvelable de Strathcona, le captage,
l’utilisation et le stockage du carbone notamment en lien avec
l’hydrogène requis pour le projet de diesel renouvelable, et tout
changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces
projets; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût
des charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures
locales et la fourniture de diesel renouvelable à la
Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les
carburants à faibles émissions de carbone; le volume et le rythme
des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à
faibles émissions de carbone; l’appui des responsables des
politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les
nouvelles technologies comme le captage, l’utilisation et le
stockage du carbone; le rendement des tiers fournisseurs de
services; la réception des approbations réglementaires en temps
voulu; le taux d’utilisation de la capacité de raffinage; les lois
applicables et les politiques gouvernementales applicables, y
compris relativement aux changements climatiques, aux réductions
des émissions de GES et aux carburants à faibles émissions de
carbone; la capacité à compenser toute pression inflationniste en
cours; les dépenses en capital et liées à l’environnement; ainsi
que les prix des matières premières, les taux de change et les
conditions générales du marché 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, de gaz naturel, de
produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les
incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les
mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne
les niveaux d’approvisionnement et les prix, l’incidence de la
COVID-19 sur la demande et la survenance de guerres; la
disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps
utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour
les nouvelles technologies qui aideront la compagnie à atteindre
ses objectifs de réduction des émissions; les résultats des
programmes de recherche et des nouvelles technologies, ainsi que la
capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle
commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources
d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des
émissions; l’absence de soutien par les gouvernements et les
responsables des politiques pour l’adoption de nouvelles
technologies de réduction des émissions; les événements politiques
ou réglementaires, y compris les changements législatifs ou les
modifications des politiques gouvernementales, la réglementation
environnementale, dont la réglementation portant sur les
changements climatiques et les émissions de gaz à effet de serre,
ainsi que les mesures prises en réponse à la COVID-19; les
difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et
les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les
délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers
fournisseurs de services; les risques environnementaux inhérents
aux activités d’exploration et de production pétrolières et
gazières; l’efficacité de la gestion et la préparation pour une
intervention en cas de sinistre; les risques et dangers
opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité, y compris la
hausse du télétravail; les taux de change; la conjoncture
économique générale; ainsi que d’autres facteurs abordés 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 des rapports
provisoires ultérieurs.
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 et 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 des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf
si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres déclarations concernant les
initiatives et les aspirations environnementales, sociales et en
matière de durabilité de L’Impériale ne sont pas une indication que
ces énoncés sont forcément importants pour les investisseurs ou
qu’ils doivent être communiqués dans les documents de la compagnie
déposés auprès des autorités de réglementation. De plus, les
énoncés environnementaux, sociaux et en matière de durabilité
historiques, actuels et prospectifs peuvent être basés sur des
normes de mesure des progrès qui sont encore en voie de
développement, sur des contrôles et des processus internes qui
continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui pourraient changer
dans l’avenir, y compris l’élaboration d’un nouveau règlement. Les
projets ou débouchés individuels peuvent progresser en fonction
d’un certain nombre de facteurs, notamment la disponibilité d’une
politique de soutien, la technologie permettant une réduction
rentable, le processus de planification de la compagnie et
l’alignement avec nos partenaires et autres parties prenantes.
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 communiqué
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
2023
2022
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
11 819
17 307
23 940
29 993
Total des dépenses
10 935
14 141
21 411
25 293
Bénéfice (perte) avant impôts
884
3 166
2 529
4 700
Impôts sur le bénéfice
209
757
606
1 118
Bénéfice (perte) net
675
2 409
1 923
3 582
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
1,16
3,63
3,29
5,37
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,15
3,63
3,29
5,36
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
10
3
18
19
Total de l’actif au 30 juin
42 126
44 892
Total de la dette au 30 juin
4 144
5 166
Capitaux propres au 30 juin
23 828
21 979
Capital utilisé au 30 juin
27 995
27 162
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
292
227
549
455
Par action ordinaire (en dollars)
0,50
0,34
0,94
0,68
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 juin
584,2
636,7
Moyenne – compte tenu d’une dilution
585,3
664,4
585,3
668,1
Annexe II
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
2 376
2 867
2 376
2 867
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
675
2 409
1 923
3 582
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
453
451
943
877
(Gain) perte à la vente d’actifs
(13)
(4)
(22)
(24)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
(15)
(149)
(71)
(480)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(251)
(101)
(2 626)
594
Autres postes – montant net
36
76
(83)
47
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
885
2 682
64
4 596
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(499)
(333)
(928)
(637)
Produits de la vente d’actifs
9
102
23
126
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
1
2
2
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(489)
(230)
(903)
(509)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(263)
(2 734)
(534)
(3 373)
Annexe III
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
384
1 346
714
2 128
Secteur Aval
250
1 033
1 120
1 422
Produits chimiques
71
53
124
109
Comptes non sectoriels et autres
(30)
(23)
(35)
(77)
Bénéfice (perte) net
675
2 409
1 923
3 582
Produits et autres revenus
Secteur Amont
3 590
5 949
7 290
10 483
Secteur Aval
12 735
18 785
26 217
32 830
Produits chimiques
437
563
870
1 034
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(4 943)
(7 990)
(10 437)
(14 354)
Produits et autres revenus
11 819
17 307
23 940
29 993
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 432
2 357
2 975
4 247
Secteur Aval
11 133
16 261
22 329
28 773
Produits chimiques
263
401
537
716
Éliminations
(4 972)
(7 998)
(10 507)
(14 365)
Achats de pétrole brut et de produits
7 856
11 021
15 334
19 371
Production et fabrication
Secteur Amont
1 256
1 423
2 543
2 672
Secteur Aval
475
418
886
774
Produits chimiques
54
67
112
121
Éliminations
—
—
—
—
Production et fabrication
1 785
1 908
3 541
3 567
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
160
153
317
300
Produits chimiques
22
22
48
45
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
24
16
27
71
Frais de vente et frais généraux
206
191
392
416
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
303
233
624
455
Secteur Aval
152
69
226
137
Produits chimiques
5
2
9
3
Comptes non sectoriels et autres
33
10
63
15
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
493
314
922
610
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
1
1
2
3
Annexe IV
Données d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
2023
2022
2023
2022
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
154
159
169
146
Cold Lake
132
144
137
142
Syncrude (a)
66
81
71
79
Classique
5
11
5
11
Total de la production de pétrole brut
357
395
382
378
LGN mis en vente
—
2
—
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
357
397
382
379
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
35
98
36
105
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
363
413
388
397
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
144
145
157
134
Cold Lake
105
101
112
104
Syncrude (a)
61
63
65
61
Classique
5
10
5
11
Total de la production de pétrole brut
315
319
339
310
LGN mis en vente
—
1
—
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
315
320
339
311
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
32
95
36
98
Production nette d’équivalent
pétrole (b)
320
336
345
327
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
211
221
236
205
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
174
191
182
189
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour)
—
2
—
1
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
68,64
112,27
58,94
101,53
Pétrole brut synthétique (le baril)
100,92
144,67
101,73
131,41
Pétrole brut classique (le baril)
64,33
115,80
64,65
106,99
LGN (le baril)
—
69,19
—
66,98
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
2,36
6,81
2,73
5,98
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
388
412
403
406
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
90
96
93
95
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
231
229
222
219
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
176
179
180
176
Huiles lubrifiantes et autres produits
42
49
42
49
Mazout lourd
26
23
21
20
Ventes nettes de produits pétroliers
475
480
465
464
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
220
222
438
432
(a)
La production brute et nette de Syncrude
comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les
installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline
d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
-
2
1
2
Production nette de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
-
2
1
2
(b)
Gaz converti en équivalent pétrole à
raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – résultat dilué (a)
en millions de dollars
canadiens
dollars canadiens
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)
Troisième trimestre
3
—
Quatrième trimestre
(1 146)
(1,56)
Exercice
(1 857)
(2,53)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
Troisième trimestre
2 031
3,24
Quatrième trimestre
1 727
2,86
Exercice
7 340
11,44
2023
Premier trimestre
1 248
2,13
Deuxième trimestre
675
1,15
Exercice
1 923
3,29
(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.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures
financières Certaines mesures incluses dans ce document ne sont
pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus
(PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures
financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la
Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du
Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du
Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures
financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières
des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux
PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que
d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis.
Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres
mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées
selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par
conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement
comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne
devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux
PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation,
hors le fonds de roulement Les flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation hors le fonds de roulement constituent une
mesure financière non conforme aux PCGR correspondant au total des
flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation moins les
variations de l’actif et du passif d’exploitation de la période.
Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation »
figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la
compagnie constituent la mesure financière la plus directement
comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La
direction croit qu’il est utile pour les investisseurs de tenir
compte de ces chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des
activités de la compagnie pour les périodes où il existe
d’importants écarts d’une période au niveau des variations du fonds
de roulement. Les variations du fonds de roulement correspondent
aux « Variations de l’actif et du passif d’exploitation », telles
qu’elles sont indiquées dans l’état consolidé des flux de
trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe II du présent document.
Cette mesure évalue les flux de trésorerie au niveau de
l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit de la vente
d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie générés par
les activités d’exploitation et de vente d’actifs à la rubrique
Terminologie du formulaire 10-K annuel de la compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
885
2 682
64
4 596
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(251)
(101)
(2 626)
594
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 136
2 783
2 690
4 002
Flux de trésorerie disponible Le flux de trésorerie
disponible est une mesure financière non conforme aux PCGR qui
correspond aux flux de trésorerie issus des activités
d’exploitation, moins les ajouts aux immobilisations corporelles et
les placements en actions de la compagnie, plus le produit de la
vente d’actifs. Les « Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de
trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus
directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités
disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans
s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des
investissements dans l’entreprise.
Rapprochement du flux de trésorerie disponible
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
885
2 682
64
4 596
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(499)
(333)
(928)
(637)
Produits de la vente d’actifs
9
102
23
126
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
1
2
2
Flux de trésorerie disponible
396
2 452
(839)
4 087
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés Le
bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une mesure
financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice (perte)
net total hors les événements non opérationnels individuellement
importants avec une incidence sur le bénéfice total de la compagnie
d’au moins 100 millions de dollars au cours d’un trimestre donné.
L’incidence du bénéfice (perte) net d’un élément identifié pour un
secteur individuel dans un trimestre donné peut être inférieure à
100 millions de dollars lorsque l’élément touche plusieurs secteurs
ou plusieurs périodes. Le « Bénéfice (perte) net » figurant dans
l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure
financière la plus directement comparable que l’on peut trouver
dans les états financiers. La direction utilise ces chiffres pour
améliorer la comparabilité des activités sous-jacentes sur
plusieurs périodes en isolant et retirant les événements non
opérationnels importants des résultats commerciaux. La compagnie
croit que cette façon de faire assure aux investisseurs une plus
grande transparence quant aux tendances et résultats commerciaux et
leur donne un point de vue semblable à celui de la direction. Le
bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés ne doit pas être
examiné isolément du bénéfice (perte) net établi selon les PCGR des
États-Unis ni remplacer ce dernier. Tous les éléments identifiés
sont présentés après impôt.
Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés Il n’y a pas eu d’éléments identifiés au deuxième
trimestre ou au début de l’année en 2023 et 2022.
Coûts d’exploitation (coûts financiers) Les coûts
d’exploitation sont une mesure financière non conforme aux PCGR qui
correspond au total des dépenses, déduction faite des achats de
pétrole brut et de produits, des taxes d’accise fédérales et des
frais de carburant, du financement, et des coûts de type hors
trésorerie dont la dépréciation et l’épuisement, ainsi que la
retraite non liée aux services et les avantages postérieurs au
départ à la retraite. Les composants des coûts d’exploitation
comprennent ce qui suit : « Production et fabrication », « Frais de
vente et frais généraux », et « Exploration », dans l’état
consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés à
l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état
des résultats sert d’indication des coûts d’exploitation et ne
représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Le « Total
des dépenses » figurant dans l’état consolidé des résultats de la
compagnie constitue la mesure financière la plus directement
comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette
mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts
de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion
disciplinée des dépenses.
Rapprochement des coûts d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Total des dépenses
10 935
14 141
21 411
25 293
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
7 856
11 021
15 334
19 371
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
598
553
1 127
1 032
Dépréciation et épuisement
453
451
943
877
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
20
5
40
9
Financement
16
11
32
18
Coûts d’exploitation
1 992
2 100
3 935
3 986
Composants des coûts d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 785
1 908
3 541
3 567
Frais de vente et frais généraux
206
191
392
416
Exploration
1
1
2
3
Coûts d’exploitation
1 992
2 100
3 935
3 986
Contributions des segments au total des coûts
d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Secteur Amont
1 257
1 424
2 545
2 675
Secteur Aval
635
571
1 203
1 074
Produits chimiques
76
89
160
166
Éliminations/Comptes non sectoriels
24
16
27
71
Coûts d’exploitation
1 992
2 100
3 935
3 986
Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires) Les
coûts d’exploitation unitaires constituent un ratio non conforme
aux PCGR. Les coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires) sont
calculés en divisant les coûts d’exploitation par la production
brute totale d’équivalent pétrole et sont calculés pour le segment
Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les
coûts d’exploitation, une mesure financière non conforme aux PCGR,
sont indiqués et rapprochés ci-dessus. Cette mesure est utile pour
que les investisseurs comprennent les efforts de gestion des
dépenses déployés pour les principaux actifs de la compagnie à
titre de composants dans le cadre général du secteur Amont. Les
coûts d’exploitation unitaires, comme utilisés par la direction, ne
correspondent pas directement à la définition des « Coûts de
production unitaires moyens » énoncée par la Securities and
Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le
formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des coûts d’exploitation unitaires
Deuxième trimestre
2023
2022
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 256
526
282
412
1 423
578
396
380
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
1
—
—
—
1
—
—
—
Coûts d’exploitation
1 257
526
282
412
1 424
578
396
380
Production brute d’équivalent pétrole
363
154
132
66
413
159
144
81
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
38,05
37,53
23,48
68,60
37,89
39,95
30,22
51,55
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
28,16
27,77
17,38
50,76
29,55
31,16
23,57
40,21
2023 0,74 dollars américain; 2022 0,78 dollars américain
Six mois
2023
2022
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
2 543
1 084
584
811
2 672
1 099
718
728
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
2
—
—
—
3
—
—
—
Coûts d’exploitation
2 545
1 084
584
811
2 675
1 099
718
728
Production brute d’équivalent pétrole
388
169
137
71
397
146
142
79
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
36,24
35,44
23,55
63,11
37,23
41,59
27,94
50,91
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
26,82
26,23
17,43
46,70
29,41
32,86
22,07
40,22
2023 0,74 dollar américain; 2022 0,79 dollar américain
(a)
Le secteur Amont comprend la part de
L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.
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.
Source : Imperial
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