- Bénéfice net trimestriel de 1 601 millions de dollars et flux
de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 2 359
millions de dollars
- Production du secteur Amont de 423 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour
- Production trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée à
Kearl, avec une production brute totale de 295 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se
chiffrant à 209 000 barils)
- Solides résultats opérationnels du secteur Aval, avec un taux
d’utilisation de la capacité des raffineries de 96 %
- Parachèvement accéléré, en octobre, du programme d’offre
publique de rachat d’actions dans le cours normal des activités,
versant plus de 2,3 milliards de dollars au total aux actionnaires
dans l’ensemble du programme
- Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique
de rachat dans le but de racheter jusqu’à 1,5 milliard de dollars
de ses actions ordinaires
- Déclaration d’un dividende de 50 cents par action au quatrième
trimestre
- Publication du rapport annuel Avancement des solutions
climatiques, qui fait état des progrès accomplis et de l’engagement
continu de la compagnie en vue de la réduction des émissions de gaz
à effet de serre
L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
∆
2023
2022
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 601
2 031
(430)
3 524
5 613
(2 089)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,76
3,24
(0,48)
6,04
8,58
(2,54)
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
387
392
(5)
1 309
1 002
+307
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au troisième
trimestre de 1 601 millions de dollars, en hausse par rapport à un
bénéfice net de 675 millions de dollars au deuxième trimestre de
2023, attribuable au solide rendement opérationnel et aux prix plus
élevés des matières premières. Les flux de trésorerie trimestriels
liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 2 359 millions
de dollars, en hausse comparativement aux 885 millions de dollars
au deuxième trimestre de 2023.
« Les solides résultats financiers de L’Impériale au troisième
trimestre sont mis en évidence par la production trimestrielle
record au site de Kearl et par des taux d’utilisation élevés
soutenus dans l’ensemble de notre réseau de raffinage », a déclaré
Brad Corson, président du conseil d’administration, président et
chef de la direction. « Alors que nous nous apprêtons à terminer
l’année 2023, nous demeurons concentrés sur l’optimisation de la
valeur de nos actifs existants, l’avancement de certaines occasions
de croissance, la poursuite de la réduction de l’intensité
carbonique de nos activités et la distribution de l’excédent de
trésorerie aux actionnaires. »
La production du secteur Amont au troisième trimestre s’est
élevée en moyenne à 423 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est
établie en moyenne à 295 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils), soit la production
trimestrielle la plus élevée de l’histoire de l’actif; un nouveau
record de production en un mois a aussi été établi en septembre
avec une production de 322 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 228 000 barils). En août, Kearl a mené à
bien son programme pluriannuel portant sur la conversion de ses 81
camions de transport en exploitation autonome. L’Impériale est
maintenant l’un des plus importants exploitants autonomes de parc
de mine au monde et continue de réaliser des améliorations de
productivité tout en réduisant les coûts et en améliorant la
sécurité opérationnelle. À Cold Lake, la production trimestrielle
brute s’est établie en moyenne à 128 000 barils par jour,
attribuable au calendrier des cycles de vapeur et aux activités
d’entretien planifiées. Dans le cadre du délai d’exécution, les
raccordements de l’équipement clé pour la phase 1 du projet de
Grand Rapids ont été terminés avec succès. Le projet est presque
terminé et est sur la bonne voie pour un démarrage accéléré d’ici
la fin de 2023. Lorsqu’il sera entièrement opérationnel, le projet
devrait atteindre une production moyenne plus élevée s’établissant
à 15 000 barils par jour grâce à la technologie de séparation
gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV).
Dans le secteur Aval, le débit au cours du trimestre s’est élevé
en moyenne à 416 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de
la capacité des raffineries de 96 pour cent, reflétant entre autres
l’incidence des activités d’entretien planifiées à la raffinerie et
à l’usine de produits chimiques au site de Sarnia de la compagnie.
Les activités d’entretien ont commencé en septembre et progressent
conformément aux plans. Les ventes de produits pétroliers au cours
du trimestre étaient de 478 000 barils par jour, la valeur accrue
étant attribuable aux fortes marges sur le carburant.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué aux actionnaires
292 millions de dollars sous forme de dividendes versés et 1 342
millions de dollars grâce aux rachats d’actions accélérés dans le
cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal
des activités de la compagnie. La compagnie a mené à bien le
programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des
activités en octobre, avec 958 millions de dollars de plus en
rachats d’actions.
« Le solide rendement opérationnel de notre compagnie et notre
portefeuille d’investissements rentables de capitaux continuent de
générer une valeur substantielle pour nos actionnaires », a déclaré
M. Corson. « En date du mois d’octobre cette année, la compagnie a
distribué plus de 3,4 milliards de dollars aux actionnaires, et je
suis heureux d’annoncer notre intention de lancer une importante
offre publique de rachat d’actions dans le cours normal des
activités afin de verser 1,5 milliard de dollars de plus aux
actionnaires au cours du quatrième trimestre de 2023. »
Tout au long du trimestre, L’Impériale a continué de faire
avancer des projets clés en appui de ses objectifs de réduction des
émissions de gaz à effet de serre, dont la mise en service de la
dernière unité de gaz de combustion de chaudière à Kearl, la
poursuite de la construction du complexe de diesel renouvelable à
Strathcona et l’achèvement réussi d’un essai de cotraitement à la
raffinerie de Strathcona. En septembre, L’Impériale a publié son
rapport annuel Avancement des solutions climatiques, qui fait état
des progrès accomplis et de l’engagement continu de la compagnie en
vue de la réduction des émissions de gaz à effet de serre.
« La compagnie a travaillé avec diligence à l’élaboration de
feuilles de route et de plans d’affaires de réduction des émissions
afin de réduire l’intensité carbonique des émissions de gaz à effet
de serre dans ses activités d’exploitation et de fournir à ses
clients des solutions à faibles émissions sur l’ensemble du cycle
de vie », a déclaré M. Corson. « À mesure que nous allons de
l’avant, je me réjouis des possibilités de faire progresser les
technologies de prochaine génération ainsi que le projet de captage
du carbone dans le cadre de l’Alliance en appui d’un avenir
carboneutre. »
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 601 millions de dollars,
soit 2,76 dollars par action sur une base diluée,
comparativement à 2 031 millions de dollars ou 3,24 dollars par
action au troisième trimestre de 2022. Le bénéfice net excluant les
articles identifiés1 était de 1 601 millions de dollars au
troisième trimestre de 2023, comparativement à 1 823 millions de
dollars pour la même période en 2022. La baisse du bénéfice net est
principalement attribuable à la baisse des prix des matières
premières.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 2 359 millions de dollars, comparativement à des
flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 3
089 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 1 946 millions de dollars,
comparativement à 2 543 millions de dollars pour la même période en
2022.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 387 millions de dollars, en baisse comparativement aux
392 millions de dollars au troisième trimestre de 2022.
- La compagnie a distribué 1 634 millions de dollars aux
actionnaires au troisième trimestre de 2023, dont 292 millions
de dollars sous forme de dividendes versés et 1 342 millions de
dollars en rachats d’actions accélérés. Après la fin du troisième
trimestre, la compagnie a mené à bien le programme d’offre publique
de rachat dans le cours normal des activités, avec 958 millions de
dollars de plus en rachats d’actions.
- Annonce de l’intention de lancer une importante offre
publique de rachat dans le but de racheter jusqu’à 1,5 milliard de
dollars de ses actions ordinaires. La compagnie prévoit que les
modalités et les prix seront déterminés et que l’offre commencera
au cours des deux prochaines semaines.
- La production s’est établie en moyenne à 423 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, comparativement aux 430 000
barils d’équivalent pétrole brut par jour à la même période en
2022. Après rajustement pour tenir compte de la vente de XTO Energy
Canada, conclue au troisième trimestre de 2022, la production a
augmenté d’environ 5 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 295 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils), soit la production
trimestrielle la plus élevée de l’histoire de l’actif, en hausse
par rapport aux 271 000 barils par jour (la part de L’Impériale se
chiffrant à 193 000 barils) au cours du troisième trimestre de
2022. Un nouveau record de production en un mois a aussi été établi
en septembre avec une production de 322 000 barils par jour (la
part de L’Impériale se chiffrant à 228 000 barils).
- Achèvement de la conversion des derniers camions de
transport à Kearl en une exploitation autonome. Avec 81 camions
de transport autonomes maintenant en service, L’Impériale est l’une
des plus importantes exploitations autonomes de camions de mine au
monde. La compagnie s’attend à des améliorations significatives
quant à la productivité des camions et à la sécurité de la
main-d’œuvre tout en réduisant les coûts de fonctionnement.
- Mise en service réussie de la dernière unité de gaz de
combustion de chaudière à Kearl. Cette technologie permet de
récupérer la chaleur résiduelle des gaz de combustion émanant d’une
chaudière afin de préchauffer l’eau de procédé, et les six unités
ont le potentiel de réduire les émissions de gaz à effet de serre
de jusqu’à 220 000 tonnes par année.
- Surveillance et évaluation continues du système
d’interception des eaux de filtration à Kearl, incluant des
travaux de délimitation additionnels dans la région pour déterminer
si d’autres mesures d’atténuation seront requises. 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 de
répercussions sur les poissons et la faune ni de risques relatifs à
l’eau potable pour les collectivités locales.
- La production brute totale de bitume au site de Cold Lake
s’est établie en moyenne à 128 000 barils par jour,
comparativement aux 150 000 barils par jour au troisième trimestre
de 2022. La production au troisième trimestre est attribuable au
calendrier des cycles de vapeur et aux activités d’entretien
planifiées.
- Parachèvement des raccordements de l’équipement essentiel
pour la phase 1 du projet Grand Rapids (PGR1) conjointement aux
activités d’entretien planifiées à Cold Lake au cours du troisième
trimestre. Le PGR1 sera le premier projet de SGSIV 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 presque terminé et 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 75 000 barils par jour, en
hausse par rapport aux 62 000 barils par jour du troisième
trimestre de 2022, principalement attribuable aux activités
d’entretien planifiées.
- Le débit moyen des raffineries a été de 416 000 barils par
jour, comparativement aux 426 000 barils par jour au troisième
trimestre de 2022. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé
à 96 pour cent, en baisse par rapport à 100 pour cent au troisième
trimestre de 2022. Les résultats du troisième trimestre 2023
reflètent l’incidence des activités d’entretien planifiées à
Sarnia, qui ont débuté en septembre et qui progressent conformément
aux plans.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 478 000 barils
par jour, comparativement aux 484 000 barils par jour au
troisième trimestre de 2022.
- Achèvement réussi de l’essai de cotraitement à la raffinerie
de Strathcona. Les essais sont maintenant terminés dans toutes
les raffineries de la compagnie. Cette technologie a le potentiel
de réduire l’intensité de carbone des carburants et des produits du
plastique par le cotraitement d’huile végétale et d’éthanol
parallèlement à des charges d’alimentation classiques.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 23
millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 54
millions de dollars au troisième trimestre de 2022. La baisse du
bénéfice net est principalement attribuable à l’incidence des
activités d’entretien planifiées.
- Publication du rapport annuel Avancement de solutions
climatiques décrivant les progrès réalisés et l’engagement continu
de la compagnie en vue de la réduction des émissions de GES.
L’Impériale s’est engagée à fournir des solutions énergétiques
d’une manière qui protège les gens, l’environnement et les
communautés dans lesquelles elle exerce ses activités, y compris
l’atténuation des risques liés aux changements climatiques.
- Création d’une organisation de Solutions à faible émission
de carbone, axée sur l’exploitation de nos capacités uniques
d’introduire sur le marché des technologies à faibles émissions
comme les carburants renouvelables et le captage et l’entreposage
du carbone, aidant ainsi les clients à atteindre leurs objectifs en
matière de durabilité.
- Célébration de 20 ans de soutien apporté à Indspire, une
organisation qui investit dans l’éducation des peuples des
Premières Nations, des Inuits et des Métis au Canada. Grâce à
ce soutien, Indspire a remis des bourses d’études à plus de 500
élèves autochtones.
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Contexte commercial récent
Au cours du premier trimestre 2023, le prix du brut a baissé en
raison de l’augmentation des stocks sur le marché mondial du
pétrole, et le prix du brut est demeuré relativement inchangé au
cours du deuxième trimestre. Au troisième trimestre, les prix du
pétrole brut ont augmenté, car la demande était supérieure à
l’offre après que l’OPEP et les producteurs de pétrole aient réduit
davantage la production de pétrole. En outre, au Canada, le
différentiel WTI/WCS canadien a continué de se rétablir au
troisième trimestre, mais est demeuré plus faible qu’en 2022 sur
une base annuelle. De même, les marges de raffinage ont diminué en
2023, mais sont toujours inférieures au niveau de 2022 sur une base
annuelle.
Résultats d’exploitation Comparaison des troisièmes
trimestres de 2023 et 2022
Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 601
2 031
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,76
3,24
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés1
1 601
1 823
Les résultats du troisième trimestre de l’année précédente
comprennent les éléments favorables identifiés1 de 208 millions de
dollars liés au gain de la société sur la vente des intérêts dans
XTO Energy Canada.
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Prix
Volumes
Redevance
Éléments
Identifiés1
Autres
2023
986
(10)
20
20
(208)
220
1 028
Prix : Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont
baissé de 11,82 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec
celle du WTI. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté
de 4,47 $ le baril. La hausse des prix obtenus pour le bitume est
principalement due au rétrécissement du différentiel WTI/WCS et est
partiellement contrebalancée par la baisse des prix du marché.
Volumes : Les volumes plus élevés sont principalement
attribuables à la hausse du taux d’utilisation de la capacité de
l’installation et de la productivité de l’équipement minier à Kearl
et au calendrier annuel des activités d’entretien planifiées et de
leur durée à Syncrude, partiellement contrebalancés par le
calendrier des cycles de vapeur et les activités d’entretien
planifiées à Cold Lake.
Éléments identifiés1 : Les résultats du troisième trimestre de
l’année précédente comprennent les éléments favorables identifiés1
liés au gain de la société sur la vente des intérêts dans XTO
Energy Canada.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 160 millions de dollars et des effets de change
favorables d’environ 80 millions de dollars.
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Troisième trimestre
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2023
2022
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
82,32
91,43
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
69,39
71,53
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
12,93
19,90
Bitume (le baril)
86,05
81,58
Pétrole brut synthétique (le baril)
112,98
124,80
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,75
0,77
Production
Troisième trimestre
en milliers de barils par jour
2023
2022
Kearl (part de L’Impériale)
209
193
Cold Lake
128
150
Syncrude (a)
75
62
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
295
271
(a)
Au troisième trimestre de 2023,
la production brute de Syncrude comprenait environ 0 milliers de
barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 7 milliers
de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de
l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion.
La hausse de la production à Kearl est principalement
attribuable à l’augmentation du taux d’utilisation de la capacité
de l’installation et de la productivité de l’équipement minier.
La baisse de la production à Cold Lake est principalement
attribuable au calendrier des cycles de vapeur et aux activités
d’entretien planifiées.
La hausse de la production à Syncrude découle principalement du
calendrier et de la durée des activités d’entretien annuel.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
1 012
(440)
14
586
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 50
millions de dollars, partiellement contrebalancés par des effets
des activités d’entretien planifiées d’environ 50 millions de
dollars, reflétant les activités d’entretien planifiées à la
raffinerie de Sarnia.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Troisième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2023
2022
Débit des raffineries
416
426
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
96
100
Ventes de produits pétroliers
478
484
La diminution du débit des raffineries au troisième trimestre de
2023 reflète l’impact des activités d’entretien planifiées à la
raffinerie de Sarnia.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
54
(20)
(11)
23
Comptes non sectoriels et autres
Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(36)
(21)
Situation de trésorerie et sources de financement
Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
2 359
3 089
Activités d’investissement
(380)
364
Activités de financement
(1 639)
(2 744)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
340
709
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
2 716
3 576
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement la baisse des marges dans le secteur
Aval.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement l’absence du produit de la vente des
intérêts dans XTO Energy Canada.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Dividendes versés
292
227
Dividende par action versé (en
dollars)
0,50
0,34
Rachats d’actions (a)
1 342
1 512
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
17,5
25,2
(a)
Les rachats d’actions sont
effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités de la compagnie et couvrent les
actions rachetées à Exxon Mobil Corporation, mais hors de l’offre
publique de rachat.
Comparaison des neuf premiers mois de 2023 et 2022
Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
3 524
5 613
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
6,04
8,58
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés1
3 524
5 405
Les résultats de l’année précédente comprennent les éléments
favorables identifiés1 de 208 millions de dollars liés au gain de
la société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Prix
Volumes
Redevance
Éléments
Identifiés1
Autres
2023
3 114
(2 370)
(120)
670
(208)
656
1 742
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 25,31 $ le baril, une baisse
coïncidant généralement avec celle du WCS, et les prix obtenus pour
le pétrole brut synthétique ont baissé de 23,87 $ le baril, une
baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La baisse des volumes est principalement attribuable
au calendrier des cycles de vapeur à Cold Lake et à l’absence de la
production liée à XTO Energy Canada, partiellement compensée par
une fiabilité accrue et l’absence de conditions de froid extrême à
Kearl.
Redevances : La baisse des redevances était principalement
attribuable au fléchissement des prix des matières premières.
Éléments identifiés1 : Les résultats de l’année précédente
comprennent les éléments favorables identifiés1 liés au gain de la
société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.
Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 400
millions de dollars et des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 220 millions de dollars attribuables essentiellement à la
baisse des prix de l’énergie.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Neuf mois
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2023
2022
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
77,29
98,25
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
59,67
82,60
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
17,62
15,65
Bitume (le baril)
68,70
94,01
Pétrole brut synthétique (le baril)
105,65
129,52
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,74
0,78
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Production
Neuf mois
en milliers de barils par jour
2023
2022
Kearl (part de L’Impériale)
182
162
Cold Lake
134
145
Syncrude (a)
72
74
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
257
228
(a)
En 2023, la production brute de
Syncrude comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour
et d’autres produits (2022 – 4 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 à Kearl est principalement
attribuable à une fiabilité accrue consécutivement au déploiement
réussi de la stratégie d’aménagement hivernal, à l’absence de
conditions de froid extrême, à la hausse du taux d’utilisation de
la capacité de l’installation et à la productivité de l’équipement
minier.
La baisse de la production à Cold Lake est principalement
attribuable au calendrier des cycles de vapeur.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
2 434
(840)
112
1 706
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Effets de change favorables d’environ 240 millions de
dollars et volumes accrus d’environ 140 millions de dollars,
partiellement compensés par les effets plus élevés des activités
d’entretien d’environ 300 millions de dollars, reflétant les
activités d’entretien planifiées aux raffineries de Strathcona et
de Sarnia.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Neuf mois
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2023
2022
Débit des raffineries
407
413
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
94
96
Ventes de produits pétroliers
469
471
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
163
(20)
4
147
Comptes non sectoriels et autres
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(71)
(98)
Situation de trésorerie et sources de financement
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
2 423
7 685
Activités d’investissement
(1 283)
(145)
Activités de financement
(2 173)
(6 117)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
(1 033)
1 423
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 des marges du secteur Aval.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement l’absence du produit de la vente des
intérêts dans XTO Energy Canada et la hausse des ajouts aux
immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Dividendes versés
815
640
Dividende par action versé (en
dollars)
1,38
0,95
Rachats d’actions (a)
1 342
4 461
Nombre d’actions achetées (millions)
(a)
17,5
66,6
(a)
Les rachats d’actions ont été
effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités de la compagnie. Au cours du
deuxième trimestre de 2022, les rachats d’actions ont été effectués
dans le cadre 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.
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 a permis à la société 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 comprenait 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 la propriété d’environ 69,6 % du capital.
L’Impériale a accéléré les achats d’actions dans le cadre du
programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des
activités au cours du troisième trimestre et, après la fin du
troisième trimestre, le programme a été achevé le 19 octobre 2023
après que la compagnie ait racheté le nombre maximum autorisé
d’actions dans le cadre du programme.
Le 27 octobre 2023, la compagnie a annoncé son intention de
lancer une importante offre publique de rachat dans le cadre de
laquelle elle offrira de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à
1,5 milliard de dollars de ses actions ordinaires. L’importante
offre publique de rachat sera réalisée par adjudication à la
hollandaise modifiée, la fourchette de prix d’offre étant
déterminée par la compagnie au commencement de l’offre. Les actions
pourront également être remises par dépôt proportionnel, une
procédure qui permettra à l’actionnaire de maintenir sa
participation proportionnelle dans la compagnie. ExxonMobil a
informé l’Impériale de son intention d’effectuer un dépôt
proportionnel dans le cadre de l’offre afin de maintenir sa
participation proportionnelle à environ 69,6 % une fois l’offre
terminée. Rien dans ce rapport ne constitue une offre d’achat ni
une incitation à faire une offre de vente d’actions.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Autres renseignements concernant l’offre publique
d’achat
L’offre publique d’achat décrite dans cette communication (l’«
offre ») n’est pas encore lancée. La présente communication n’est
fournie qu’à titre d’information. Cette communication n’est pas une
recommandation d’acheter ou de vendre des parts ou d’autres titres
de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée, et ne constitue pas
non plus une offre d’acquisition ni une sollicitation d’une offre
de vente ou d’achat de parts ou d’autres titres de la Compagnie
Pétrolière Impériale Limitée.
À la date de début de l’offre, Pétrolière Impériale Limitée
déposera une offre d’achat, accompagnée d’une note d’information
relative à une offre publique d’achat ainsi que d’une lettre
explicative et d’un avis de livraison garantie (les « documents de
l’offre ») auprès des autorités canadiennes de réglementation des
valeurs mobilières et les enverra par la poste aux actionnaires de
la compagnie. La compagnie déposera également une déclaration
d’offre publique d’achat au moyen du formulaire TO, incluant les
documents de l’offre, auprès de la United States Securities and
Exchange Commission (la « SEC »). L’offre ne sera faite qu’après le
dépôt des documents de l’offre auprès des autorités canadiennes de
réglementation des valeurs mobilières et dans le cadre du
formulaire TO. Les actionnaires devraient lire attentivement les
documents de l’offre, car ils contiennent des renseignements
importants, dont les diverses modalités et conditions de l’offre.
Une fois l’offre lancée, les actionnaires pourront obtenir un
exemplaire gratuit de la déclaration d’offre publique d’achat sur
le formulaire TO, des documents de l’offre et de tout autre
document que Pétrolière Impériale Limitée déposera auprès de la SEC
sur son site Web www.sec.gov, auprès des autorités canadiennes de
réglementation des valeurs mobilières à www.sedarplus.ca ou sur le
site Web de Pétrolière Impériale Limitée à www.imperialoil.ca.
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, sans toutefois s’y limiter, des références à
l’intention de la compagnie de lancer une importante offre publique
de rachat, incluant la taille, la structure et le calendrier aux
fins de la détermination des modalités, de l’établissement des prix
et de la date de début de l’offre, ainsi que l’intention
d’ExxonMobil de lancer une offre proportionnelle; des références à
l’engagement de longue date de la compagnie à distribuer l’excédent
de trésorerie aux actionnaires; les efforts continus de la
compagnie en vue de réduire l’intensité des émissions liées à ses
activités, y compris l’impact de la mise en service de la dernière
unité de gaz de combustion de chaudière à Kearl et la création de
l’organisation de Solutions à faible émission de carbone; le projet
de diesel renouvelable à Strathcona, y compris l’échéancier, la
production prévue et la réduction des émissions de gaz à effet de
serre; l’impact des opérations de cotraitement dans les raffineries
de la compagnie, dont la réduction de l’intensité de carbone des
carburants et des produits du plastique; l’impact de la conversion
des camions de transport à Kearl en une exploitation autonome, y
compris en ce qui concerne la productivité, la sécurité de la
main-d’œuvre et les coûts de fonctionnement; 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 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 la production prévue, ainsi que la mise en service d’un
tel projet; et les progrès relatifs au réseau de captage et de
stockage du carbone de l’Alliance nouvelles voies.
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 projet de Grand
Rapids Phase 1 à Cold Lake et 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 présomption que l’exemption nécessaire pour procéder au
lancement d’une importante offre publique de rachat en vertu des
lois applicables relatives aux valeurs mobilières soit obtenue dans
les délais prévus et qu’ExxonMobil lancera une offre
proportionnelle en lien avec l’offre publique de rachat; l’adoption
de nouvelles installations ou technologies relatives à la réduction
de l’intensité des émissions de GES, y compris notamment, mais sans
s’y limiter, le diesel renouvelable de Strathcona, le captage, le
cotraitement dans les raffineries, le captage 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; le volume et le rythme des
réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à
émissions de carbone; 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; l’appui des responsables
des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les
nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone;
la réception des approbations réglementaires en temps voulu; le
rendement des tiers fournisseurs de services; 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 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 et
pour l’offre publique de rachat de la compagnie; 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, les émissions de gaz à effet de serre et
les carburants à faibles émissions de carbone; 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
Troisième trimestre
Neuf 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
13 920
15 224
37 860
45 217
Total des dépenses
11 820
12 719
33 231
38 012
Bénéfice (perte) avant impôts
2 100
2 505
4 629
7 205
Impôts sur le bénéfice
499
474
1 105
1 592
Bénéfice (perte) net
1 601
2 031
3 524
5 613
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
2,77
3,25
6,05
8,60
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,76
3,24
6,04
8,58
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
(2)
222
16
241
Total de l’actif au 30 septembre
43 586
42 986
Total de la dette au 30 septembre
4 138
4 160
Capitaux propres au 30 septembre
23 808
22 308
Capital utilisé au 30 septembre
27 968
26 491
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
288
211
837
666
Par action ordinaire (en dollars)
0,50
0,34
1,44
1,02
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 septembre
566,7
611,5
Moyenne – compte tenu d’une dilution
579,3
626,9
583,3
654,4
Annexe II
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
2 716
3 576
2 716
3 576
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 601
2 031
3 524
5 613
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
475
555
1 418
1 432
(Gain) perte à la vente d’actifs
3
(131)
(19)
(155)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
(168)
122
(239)
(358)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
413
546
(2 213)
1 140
Autres postes – montant net
35
(34)
(48)
13
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
2 359
3 089
2 423
7 685
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(387)
(397)
(1 315)
(1 034)
Produits de la vente d’actifs
6
760
29
886
Placements supplémentaires
—
(6)
—
(6)
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
7
3
9
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(380)
364
(1 283)
(145)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(1 639)
(2 744)
(2 173)
(6 117)
Annexe III
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
1 028
986
1 742
3 114
Secteur Aval
586
1 012
1 706
2 434
Produits chimiques
23
54
147
163
Comptes non sectoriels et autres
(36)
(21)
(71)
(98)
Bénéfice (perte) net
1 601
2 031
3 524
5 613
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 807
4 949
12 097
15 432
Secteur Aval
15 112
16 236
41 329
49 066
Produits chimiques
382
520
1 252
1 554
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(6 381)
(6 481)
(16 818)
(20 835)
Produits et autres revenus
13 920
15 224
37 860
45 217
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 852
1 937
4 827
6 184
Secteur Aval
13 061
13 686
35 390
42 459
Produits chimiques
254
354
791
1 070
Éliminations
(6 419)
(6 499)
(16 926)
(20 864)
Achats de pétrole brut et de produits
8 748
9 478
24 082
28 849
Production et fabrication
Secteur Amont
1 187
1 381
3 730
4 053
Secteur Aval
405
419
1 291
1 193
Produits chimiques
74
72
186
193
Éliminations
—
—
—
—
Production et fabrication
1 666
1 872
5 207
5 439
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
177
174
494
474
Produits chimiques
21
17
69
62
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
39
18
66
89
Frais de vente et frais généraux
237
209
629
625
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
244
309
868
764
Secteur Aval
103
64
329
201
Produits chimiques
2
2
11
5
Comptes non sectoriels et autres
38
17
101
32
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
387
392
1 309
1 002
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
1
1
3
4
Annexe IV
Données d’exploitation
Troisième trimestre
Neuf mois
2023
2022
2023
2022
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
209
193
182
162
Cold Lake
128
150
134
145
Syncrude (a)
75
62
72
74
Classique
6
9
6
9
Total de la production de pétrole brut
418
414
394
390
LGN mis en vente
—
1
—
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
418
415
394
391
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
30
92
32
101
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
423
430
399
408
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
195
175
170
148
Cold Lake
91
111
105
107
Syncrude (a)
59
51
63
58
Classique
5
8
5
9
Total de la production de pétrole brut
350
345
343
322
LGN mis en vente
—
1
—
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
350
346
343
323
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
30
87
32
95
Production nette d’équivalent
pétrole (b)
355
361
348
339
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
279
257
250
223
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
166
190
176
189
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour)
—
2
—
2
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
86,05
81,58
68,70
94,01
Pétrole brut synthétique (le baril)
112,98
124,80
105,65
129,52
Pétrole brut classique (le baril)
76,53
94,87
68,61
103,28
LGN (le baril)
—
61,61
—
64,85
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
2,69
5,10
2,72
5,72
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
416
426
407
413
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
96
100
94
96
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
239
237
227
225
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
170
172
176
175
Huiles lubrifiantes et autres produits
43
49
43
49
Mazout lourd
26
26
23
22
Ventes nettes de produits pétroliers
478
484
469
471
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
212
217
650
649
(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)
—
7
1
4
Production nette de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
—
6
1
3
(b)
Gaz converti en équivalent
pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille
barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net par
action
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
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
Troisième trimestre
1 601
2,76
Exercice
3 524
6,04
(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
issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans 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
Troisième trimestre
Neuf 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
2 359
3 089
2 423
7 685
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
413
546
(2 213)
1 140
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 946
2 543
4 636
6 545
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
Troisième trimestre
Neuf 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
2 359
3 089
2 423
7 685
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(387)
(397)
(1 315)
(1 034)
Produits de la vente d’actifs
6
760
29
886
Placements supplémentaires
—
(6)
—
(6)
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
7
3
9
Flux de trésorerie disponible
1 979
3 453
1 140
7 540
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
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 601
2 031
3 524
5 613
Moins les éléments identifiés compris dans
le bénéfice (perte) net
Gain/(perte) sur la vente d’actifs
—
208
—
208
Sous-total des éléments identifiés
—
208
—
208
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés
1 601
1 823
3 524
5 405
Charges d’exploitation décaissées (charges
décaissées)
Les charges d’exploitation décaissées 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
charges d’exploitation décaissées 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
charges d’exploitation décaissées 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 charges d’exploitation décaissées
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Total des dépenses
11 820
12 719
33 231
38 012
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
8 748
9 478
24 082
28 849
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
654
584
1 781
1 616
Dépréciation et épuisement
475
555
1 418
1 432
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
20
4
60
13
Financement
19
16
51
34
Charges d’exploitation
décaissées
1 904
2 082
5 839
6 068
Composants des charges d’exploitation décaissées
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 666
1 872
5 207
5 439
Frais de vente et frais généraux
237
209
629
625
Exploration
1
1
3
4
Charges d’exploitation
décaissées
1 904
2 082
5 839
6 068
Contributions des segments au total des charges
d’exploitation décaissées
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Secteur Amont
1 188
1 382
3 733
4 057
Secteur Aval
582
593
1 785
1 667
Produits chimiques
95
89
255
255
Éliminations/Comptes non sectoriels
39
18
66
89
Charges d’exploitation
décaissées
1 904
2 082
5 839
6 068
Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges
décaissées unitaires)
Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un
ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées
unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculés en divisant
les charges d’exploitation décaissées 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 charges
d’exploitation décaissées, 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
charges d’exploitation décaissées 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 charges d’exploitation décaissées
unitaires
Troisième 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
1 187
520
284
345
1 381
581
299
442
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
1
—
—
—
1
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
1 188
520
284
345
1 382
581
299
442
Production brute d’équivalent pétrole
423
209
128
75
430
193
150
62
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées
unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
30,53
27,04
24,12
50,00
34,93
32,72
21,67
77,49
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
22,90
20,28
18,09
37,50
26,90
25,19
16,69
59,67
2023 0,75 dollar américain; 2022
0,77 dollar américain
Neuf 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
3 730
1 604
868
1 156
4 053
1 680
1 017
1 170
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
3
—
—
—
4
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
3 733
1 604
868
1 156
4 057
1 680
1 017
1 170
Production brute d’équivalent pétrole
399
182
134
72
408
162
145
74
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées
unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
34,27
32,28
23,73
58,81
36,42
37,99
25,69
57,92
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
25,36
23,89
17,56
43,52
28,41
29,63
20,04
45,18
2023 0,74 dollar américain; 2022
0,78 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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Investor Relations (587) 962-4401
Media relations (587) 476-7010
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Graphique Historique de l'Action
De Mai 2024 à Juin 2024
Imperial Oil (AMEX:IMO)
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De Juin 2023 à Juin 2024