- Bénéfice net trimestriel de 2 031 millions de dollars et flux
de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 3 089
millions de dollars
- Production du secteur Amont de 430 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour grâce à une forte production à Kearl et à
Cold Lake
- Rendement d’exploitation solide et soutenu dans le secteur Aval
avec un taux d’utilisation de la capacité de raffinage pour le
trimestre de 100 %, ce qui représente le taux le plus élevé en 40
ans
- Réduction de la dette de 1 milliard de dollars grâce au produit
de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada
- Hausse de 29 % du dividende trimestriel, qui passe de 34 cents
à 44 cent par action
- Exécution du programme accéléré d’offre publique de rachat dans
le cours normal des activités, en octobre, ce qui a rapporté 1,9
milliards de dollars aux actionnaires
- Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique
de rachat d’un maximum de 1,5 milliards de dollars de ses actions
ordinaires
- Publication du rapport annuel sur la durabilité qui décrit les
progrès et les principaux enjeux de la compagnie en matière
d’environnement, de société et de gouvernance
L’Impériale (TSE : IMO) (NYSE American : IMO):
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
∆
2022
2021
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
2 031
908
+1 123
5 613
1 666
+3 947
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
3,24
1,29
+1,95
8,58
2,31
+6,27
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
392
277
+115
1 002
699
+303
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au troisième
trimestre de 2 031 millions de dollars, comparativement à 2 409
millions de dollars au deuxième trimestre de 2022, grâce à un
rendement d’exploitation solide qui a partiellement compensé la
baisse des prix des matières premières. Les flux de trésorerie
générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 089
millions de dollars, une hausse par rapport aux 2 682 millions de
dollars enregistrés au deuxième trimestre de 2022.
« Les secteurs d’activité de l’Impériale ont livré un autre
trimestre de rendement d’exploitation exceptionnel, augmentant
l’offre en pétrole brut et produits pétroliers pouvant répondre aux
besoins énergétiques canadiens et mondiaux », a déclaré Brad
Corson, président du conseil d’administration, président et chef de
la direction. « Nous mettons l’accent sur la sécurité et la
fiabilité de nos opérations, ce qui explique nos excellents
résultats financiers et nous permet de continuer à tirer une valeur
des prix actuels des matières premières. »
Au troisième trimestre, la production du secteur Amont s’est
élevée en moyenne à 430 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour. À Kearl, la production brute totale trimestrielle a augmenté
considérablement par rapport au deuxième trimestre de 2022 pour
atteindre une moyenne de 271 000 barils par jour après l’achèvement
de l’entretien annuel. Après le troisième trimestre, la production
de Kearl en octobre a continué d’augmenter, atteignant plusieurs
records de production quotidienne. À Cold Lake, la production
trimestrielle s’est établie en moyenne à 150 000 barils bruts par
jour, ce qui représente le quatrième trimestre consécutif avec une
production égale ou supérieure à 140 000 barils par jour. Face au
succès du programme d’optimisation en cours au sein de la compagnie
et au maintien d’une solide production à Cold Lake, l’Impériale a
décidé de revoir ses prévisions à la hausse pour l’ensemble de
l’année à Cold Lake, celles-ci s’établissant désormais entre 140
000 et 145 000 barils bruts par jour en 2022.
Dans le secteur Aval, le débit des raffineries pour le trimestre
s’est établi en moyenne à 426 000 barils par jour, avec une
utilisation de la capacité de raffinage de 100 %, le plus fort taux
trimestriel jamais enregistré en plus de 40 ans, assurant une offre
stable en produits pétroliers pour répondre à la demande
canadienne. Les ventes de produits pétroliers sont restées solides
au cours du trimestre, affichant en moyenne 484 000 barils par
jour. En septembre, l’Impériale a signé un contrat à long terme
avec Air Products concernant la fourniture d’hydrogène à faible
teneur en carbone destiné au complexe de production de diesel
renouvelable que la compagnie propose d’installer dans sa
raffinerie de Strathcona. Une décision définitive d’investissement
concernant le complexe de production de diesel renouvelable est
attendue dans les prochains mois.
En août, l’Impériale a conclu avec succès la vente annoncée de
ses actifs dans XTO Energy Canada à Whitecap Resources pour un
total d’environ 0,9 milliard de dollars (la part de l’Impériale) de
contreparties en espèces, ce qui a permis de dégager un gain après
impôt de 208 millions de dollars au cours du trimestre. Le produit
de la vente a été utilisé pour réduire la dette de 1 milliard de
dollars, portant l’encours de la dette de la compagnie à 4,2
milliards de dollars et le ratio dettes-capitaux1 à 16 %.
« La vente des actifs de l’Impériale dans XTO lui permet non
seulement de continuer à concentrer les ressources du secteur Amont
sur ses actifs essentiels de sables bitumineux, mais aussi
d’améliorer davantage son bilan de premier plan dans l’industrie et
d’améliorer sa souplesse financière », a déclaré M. Corson.
Au cours du trimestre, l’Impériale a distribué aux actionnaires
227 millions de dollars en dividendes versés et 1 512 millions de
dollars en rachats d’actions accélérés dans le cadre de son
programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des
activités. La compagnie a terminé son programme d’offre publique de
rachat dans le cours normal des activités au mois d’octobre avec
des rachats de part supplémentaires de 434 millions de dollars.
« Le fait de verser un dividende fiable et croissant et de
restituer les excédents de trésorerie aux actionnaires demeure une
priorité pour nous », a poursuivi M. Corson. « L’Impériale a généré
une valeur substantielle pour ses actionnaires cette année et j’ai
le plaisir d’annoncer une augmentation de 29 pour cent de notre
dividende trimestriel. J’annonce également notre projet de lancer
une deuxième importante offre publique de rachat cette année, qui
nous permettra de distribuer aux actionnaires jusqu’à 1,5 milliards
de dollars au quatrième trimestre », a ajouté M. Corson.
L’Impériale continue de développer des solutions visant à
réduire les émissions générées dans le cadre de ses activités. La
compagnie est membre fondateur d’Alliance Nouvelles voies, laquelle
poursuit les travaux préliminaires liés à la construction d’un
important réseau de captage et de stockage de carbone dans le but
d’atteindre les objectifs du Canada de zéro émission nette. Au
début du mois d’octobre, le gouvernement de l’Alberta a accordé à
Alliance Nouvelles voies un « espace interstitiel » pour poursuivre
les travaux exploratoires concernant la construction d’une centrale
servant à stocker en toute sécurité et de façon permanente le CO2
capté dans plus de 20 installations de l’industrie des sables
bitumineux. D’autres industries intéressées en Alberta pourraient
aussi y avoir accès.
En septembre, l’Impériale a publié son rapport annuel sur la
durabilité qui met en avant les progrès et la dynamique de la
compagnie concernant ses principaux enjeux en matière
d’environnement, de société et de gouvernance. Ce document complète
le rapport publié au début de l’année par la compagnie sur
l’avancement des solutions climatiques.
« Les défis auxquels nous sommes confrontés aujourd’hui exigent
une collaboration entre l’industrie, les gouvernements, les
communautés autochtones et d’autres intervenants », a affirmé M.
Corson. « C’est pourquoi la compagnie est devenue membre fondateur
d’Alliance Nouvelles voies. Nous entendons réduire les émissions
liées à l’exploitation des sables bitumineux de même que développer
et déployer des technologies révolutionnaires qui nous permettront
de véritablement contribuer à l’avenir énergétique du Canada. »
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 2 031 millions de dollars,
soit 3,24 dollars par action sur une base diluée, une hausse
comparativement à 908 millions de dollars ou 1,29 dollar par action
au troisième trimestre de 2021. Le bénéfice net hors les éléments
identifiés1 est de 1 823 millions de dollars au troisième trimestre
de 2022, en hausse par rapport aux 908 millions de dollars pour la
même période en 2021.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation se sont élevés à 3 089 millions de dollars, en
hausse par rapport aux 1 947 millions de dollars pour la même
période en 2021. Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 2 543
millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 504 millions de
dollars pour la même période en 2021.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 392 millions de dollars, une hausse comparativement
aux 277 millions de dollars au troisième trimestre de 2021.
- La société a distribué 1 739 millions de dollars aux
actionnaires au troisième trimestre de 2022, dont 227 millions
de dollars en dividendes payés et 1 512 millions de dollars en
rachats de parts. Après la fin du troisième trimestre, la compagnie
a terminé son programme d’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités avec des rachats de part supplémentaires de
434 millions de dollars.
- Annonce de l’intention de lancer une importante offre
publique de rachat à des fins d’annulation d’un maximum de 1,5
milliards de dollars de ses actions ordinaires. La compagnie
s’attend à ce que les modalités et les prix soient déterminés, et
l’offre lancée, au cours des deux prochaines semaines.
- La production s’est établie en moyenne à 430 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, contre 435 000 barils par
jour à la même période en 2021.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 271 000 barils par jour (la part de
l’Impériale se chiffrant à 193 000 barils) contre 274 000 barils
par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 194 000 barils) au
cours du troisième trimestre de 2021. Après le troisième trimestre,
la production de Kearl en octobre a continué d’augmenter,
atteignant plusieurs records de production quotidienne.
- La production brute de bitume à Cold Lake s’est établie en
moyenne à 150 000 barils par jour, en hausse par rapport aux
135 000 barils par jour enregistrés au troisième trimestre de 2021,
ce qui représente le quatrième trimestre consécutif avec une
production égale ou supérieure à 140 000 barils par jour. Cadrant
avec ce rendement soutenu de la production, l’Impériale relève ses
prévisions de production pour 2022 à Cold Lake en tablant sur 140
000 à 145 000 barils par jour.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 62 000 barils par jour,
contre 78 000 barils par jour au troisième trimestre de 2021,
principalement en raison du calendrier des activités d’entretien
planifiées.
- Le débit moyen des raffineries a été de 426 000 barils par
jour, en hausse par rapport aux 404 000 barils par jour du
troisième trimestre de 2021. L’utilisation des capacités de
production a atteint 100 pour cent, le plus haut taux trimestriel
d’utilisation en plus de 40 ans, en hausse par rapport aux 94 pour
cent enregistrés au troisième trimestre de 2021, alors que la
compagnie continue de maximiser la production pour répondre à la
demande au Canada.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 484 000 barils
par jour, par rapport à 485 000 barils par jour lors du
troisième trimestre de 2021.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 54
millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 121
millions de dollars au troisième trimestre de 2021. Cette baisse du
bénéfice est principalement attribuable aux marges inférieures sur
les ventes de polyéthylène.
- La compagnie a annoncé un contrat à long terme avec Air
Products concernant la fourniture d’hydrogène à faible teneur en
carbone destiné au complexe de production de diesel renouvelable
proposé par l’Impériale, près d’Edmonton en Alberta. Le
complexe devrait produire plus de 1 milliard de litres de diesel
renouvelable par an, issu de charges d’alimentation locales et
d’hydrogène à faible teneur en carbone. Une décision définitive
d’investissement sera prise dans les mois à venir.
- Conjointement avec ExxonMobil Canada, la compagnie a conclu
la vente annoncée de XTO Energy Canada à Whitecap Resources pour un
total d’environ 1,9 milliard de dollars de contreparties en espèces
(la part de l’Impériale se chiffrant à 0,9 milliard de
dollars). À la suite de la vente, l’Impériale a enregistré un
gain après impôts d’environ 208 millions de dollars au troisième
trimestre de 2022. Le produit de la vente a été utilisé pour
réduire l’encours de la dette de 1 milliard de dollars, ce qui a
permis d’améliorer le bilan de la compagnie, lequel est de premier
plan dans l’industrie, ainsi que sa souplesse financière.
- Membre d’Alliance Nouvelles voies, la compagnie a progressé
dans les travaux préliminaires liés à la construction du réseau de
base de captage et de stockage de carbone dans le Nord de
l’Alberta dans le cadre de l’objectif de zéro émission nette
d’Alliance Nouvelles voies. Au début du mois d’octobre, le
gouvernement de l’Alberta a accordé à Alliance Nouvelles voies un «
espace interstitiel » pour poursuivre les travaux exploratoires
concernant la construction d’une centrale servant à stocker en
toute sécurité et de façon permanente le CO2 capté dans plus de 20
installations de l’industrie des sables bitumineux. D’autres
industries intéressées en Alberta pourraient aussi y avoir
accès.
- La compagnie a publié son rapport annuel sur la
durabilité. Ce rapport porte sur les priorités et les progrès
de la compagnie en matière d’environnement, de société et de
gouvernance. Il complète le rapport publié précédemment par la
compagnie sur l’avancement des solutions climatiques.
- L’Impériale a annoncé une collaboration unique avec FLO qui
soutiendra les objectifs de zéro émission nette du Canada en
élargissant le réseau de recharge de FLO destiné aux véhicules
électriques. Cette collaboration aboutira à la réalisation
conjointe d’une option de service de recharge de véhicules
électriques pour les grossistes de marque Esso et Mobil de
l’Impériale. Ce travail prévoit également une entente de transfert
de crédits à l’Impériale, conformément au Règlement sur les
combustibles propres du Canada.
Contexte commercial actuel
Pendant la pandémie de COVID-19, les investissements de
l’industrie visant à maintenir et à augmenter la capacité de
production ont diminué afin de préserver le capital, ce qui a
entraîné un sous-investissement et une réduction de l’offre alors
que la demande en produits pétroliers et pétrochimiques se
rétablissait. À la fin de 2021 et au cours du premier semestre de
2022, cette dynamique, combinée aux contraintes liées aux chaînes
d’approvisionnement et à une reprise soutenue de la demande, s’est
traduite par une augmentation constante des prix du pétrole et du
gaz naturel ainsi que des marges de raffinage. Au premier semestre
de 2022, le resserrement des marchés du pétrole et du gaz naturel a
été exacerbé par l’invasion de l’Ukraine par la Russie et par les
sanctions subséquentes qui ont frappé les affaires et autres
activités menées en Russie. Le prix du brut ainsi que certains
indicateurs régionaux pour le gaz naturel ont atteint des niveaux
qui n’avaient pas été observés depuis plusieurs années. Au cours du
troisième trimestre de 2022, les prix élevés et l’incertitude
économique ont réduit la demande pour certains produits, ce qui a
entraîné une baisse du prix du baril de pétrole brut et des marges
de raffinage par rapport aux niveaux du premier semestre. Les prix
des produits de base et des produits devraient demeurer volatils
compte tenu de l’incertitude économique et géopolitique mondiale
actuelle qui affecte l’offre et la demande.
Résultats d’exploitation Comparaison des troisièmes
trimestres de 2021 et 2022
Troisième
trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
2 031
908
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
3,24
1,29
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés1
1 823
908
Les résultats du trimestre en cours 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
2021
Prix
Volumes
Redevance
Éléments
Identifiés¹
Autres
2022
524
660
(100)
(210)
208
(96)
986
Prix : La hausse des prix de vente, qui concordait généralement
avec celle des prix indicatifs, était principalement attribuable à
une augmentation de la demande et aux contraintes liées aux chaînes
d’approvisionnement. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont
augmenté de 21,14 $ le baril, généralement en raison de
l’augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de
pétrole brut synthétique ont grimpé de 38,86 $ le baril, une hausse
coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La baisse des volumes est attribuable au calendrier
des activités d’entretien planifié à Syncrude, est partiellement
compensée par la hausse des volumes à Cold Lake, principalement
attribuable aux efforts continus visant à maintenir le rendement et
à optimiser la production.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Éléments identifiés1 : Les résultats du trimestre en cours
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 élevés d’environ
200 millions de dollars, lesquels ont été partiellement compensés
par des effets de change favorables d’environ 80 millions de
dollars.
Prix indicatifs et prix de vente
moyens
Troisième
trimestre
en dollars canadiens, sauf indication
contraire
2022
2021
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
91,43
70,52
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
71,53
57,08
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
19,90
13,44
Bitume (le baril)
81,58
60,44
Pétrole brut synthétique (le baril)
124,80
85,94
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,77
0,79
Production
Troisième
trimestre
en milliers de barils par jour
2022
2021
Kearl (part de l’Impériale)
193
194
Cold Lake
150
135
Syncrude (a)
62
78
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
271
274
(a)
Au troisième trimestre de 2022,
la production brute de Syncrude comprenait environ 7 milliers de
barils de bitume par jour et d’autres produits (2021 – 1 millier 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 Cold Lake est principalement
attribuable aux efforts continus visant à maintenir le rendement et
à optimiser la production.
La baisse de la production à Syncrude découle principalement du
calendrier des activités d’entretien.
Secteur Aval
Analyse du facteur-bénéfice
(perte) net
en millions de dollars
canadiens
2021
Marges
Autres
2022
293
710
9
1 012
Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une
amélioration de la conjoncture.
Taux d’utilisation de la
capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
Troisième
trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2022
2021
Débit des raffineries
426
404
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
100
94
Ventes de produits pétroliers
484
485
L’amélioration du débit des raffineries au troisième trimestre
de 2022 est principalement attribuable à l’optimisation économique
qui touche l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement en aval.
Produits chimiques
Analyse du facteur-bénéfice
(perte) net
en millions de dollars
canadiens
2021
Marges
Autres
2022
121
(60)
(7)
54
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des marges sur les ventes de polyéthylène.
Comptes non sectoriels et
autres
Troisième
trimestre
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(21)
(30)
Situation de trésorerie et sources de
financement
Troisième
trimestre
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
3 089
1 947
Activités d’investissement
364
(259)
Activités de financement
(2 744)
(589)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
709
1 099
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
3 576
1 875
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
reflètent principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur
Amont, l’augmentation des marges du secteur Aval et les effets
favorables du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie générés par les activités
d’investissement reflètent principalement le produit de la vente
des intérêts dans XTO Energy Canada, partiellement compensé par une
hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Troisième
trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Dividendes versés
227
195
Dividende par action versé (en
dollars)
0,34
0,27
Rachats d’actions (a)
1 512
313
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
25,2
9,0
(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.
Au cours du troisième trimestre de 2022, la compagnie a diminué
sa dette à long terme de 1 milliard de dollars en remboursant
partiellement une marge de crédit existante auprès d’une société
affiliée à ExxonMobil.
Comparaison des neuf premiers mois de 2022 et de 2021
Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
5 613
1 666
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
8,58
2,31
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés1
5 405
1 666
Les résultats de l’exercice en cours 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
2021
Prix
Volumes
Redevance
Éléments
identifiés¹
Autres
2022
850
3 320
(160)
(920)
208
(184)
3 114
Prix : La hausse des prix de vente, qui concordait généralement
avec celle des prix indicatifs, était principalement attribuable à
une augmentation de la demande et aux contraintes liées aux chaînes
d’approvisionnement. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont
augmenté de 38,71 $ le baril, généralement en raison de
l’augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de
pétrole brut synthétique ont grimpé de 51,90 $ le baril, une hausse
coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La baisse des volumes est attribuable au temps d’arrêt
à Kearl au cours du premier semestre.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Éléments identifiés1 : Les résultats de l’exercice en cours
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 élevés d’environ
430 millions de dollars, principalement en raison d’une hausse des
prix de l’énergie, lesquels ont été partiellement compensés par des
effets de change favorables d’environ 130 millions de dollars.
Prix indicatifs et prix de
vente moyens
Neuf mois
en dollars canadiens, sauf indication
contraire
2022
2021
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
98,25
65,04
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
82,60
52,45
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
15,65
12,59
Bitume (le baril)
94,01
55,30
Pétrole brut synthétique (le baril)
129,52
77,62
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,78
0,80
Production
Neuf mois
en milliers de barils par jour
2022
2021
Kearl (part de l’Impériale)
162
185
Cold Lake
145
139
Syncrude (a)
74
68
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
228
260
(a)
En 2022, la production brute de
Syncrude comprenait environ 4 milliers de barils de bitume par jour
et d’autres produits (2021 – 1 millier de barils par jour) qui
étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide
d’un pipeline d’interconnexion existant.
La baisse de la production à Kearl est principalement
attribuable au temps d’arrêt au cours du premier semestre.
Secteur Aval
Analyse du facteur-bénéfice
(perte) net
en millions de dollars
canadiens
2021
Marges
Autres
2022
645
1 680
109
2 434
Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une
amélioration de la conjoncture.
Autres : Comprend une diminution des coûts d’entretien d’environ
140 millions de dollars, découlant de l’absence d’activités
d’entretien à la raffinerie de Strathcona, et des effets de change
favorables d’environ 70 millions de dollars, partiellement
compensés par des frais d’exploitation plus élevés d’environ 130
millions de dollars, principalement en raison d’une hausse des prix
de l’énergie.
Taux d’utilisation de la
capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
Neuf mois
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2022
2021
Débit des raffineries
413
367
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
96
86
Ventes de produits pétroliers
471
442
Le débit accru des raffineries en 2022 est principalement
attribuable à la réduction des activités d’entretien et à
l’augmentation de la demande.
L’augmentation des ventes de produits pétroliers en 2022 reflète
principalement une demande plus forte.
Produits chimiques
Analyse du facteur-bénéfice
(perte) net
en millions de dollars
canadiens
2021
Marges
Autres
2022
297
(90)
(44)
163
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des marges sur les ventes de polyéthylène.
Comptes non sectoriels et
autres
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(98)
(126)
Situation de trésorerie et
sources de financement
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
7 685
3 844
Activités d’investissement
(145)
(613)
Activités de financement
(6 117)
(2 127)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
1 423
1 104
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
reflètent principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur
Amont, l’augmentation des marges du secteur Aval et les effets
favorables du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement le produit de la vente des intérêts dans
XTO Energy Canada, partiellement compensé par 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
2022
2021
Dividendes versés
640
518
Dividende par action versé (en
dollars)
0,95
0,71
Rachats d’actions (a)
4 461
1 484
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
66,6
38,5
(a)
Les rachats d’actions sont
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.
Au cours du troisième trimestre de 2022, la compagnie a diminué
sa dette à long terme de 1 milliard de dollars en remboursant
partiellement une marge de crédit existante auprès d’une société
affiliée à ExxonMobil.
Le 6 mai 2022, la compagnie a lancé une importante offre
publique de rachat dans le cadre de laquelle elle a offert de
racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 2,5 milliards de dollars
de ses actions ordinaires par adjudication à la hollandaise
modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre
publique de rachat est venue à échéance, le 15 juin 2022, la
compagnie a souscrit et acheté 32 467 532 actions ordinaires à un
prix de 77,00 $ par action, ce qui représente un achat global de
2,5 milliards de dollars et 4,9 % des actions émises et en
circulation de l’Impériale à la clôture des activités le 2 mai
2022. Cela comprend les 22 597 379 actions rachetées à Exxon Mobil
Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir
son pourcentage de participation à environ 69,6 %.
Après la fin du troisième trimestre, la compagnie a effectué
tous les rachats d’actions dans le cadre de son offre publique de
rachat dans le cours normal des activités, le 21 octobre 2022.
Le 28 octobre 2022, 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 milliards 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 sur l’offre publique d’achat
L’offre dont il est question dans le présent communiqué (l’«
offre ») n’a pas encore commencé. Le présent communiqué n’est
publié qu’à titre informatif. Il ne constitue pas une
recommandation d’achat ou de vente des actions de la Compagnie
Pétrolière Impériale Limitée ni de tout autre titre. Il ne
constitue pas non plus une offre d’achat ou une sollicitation
d’offre de vente des actions de la Compagnie Pétrolière Impériale
Limitée ou de tout autre titre.
Au début de l’offre, la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée
déposera une offre d’achat, la note d’information relative à une
offre publique de rachat ainsi que la lettre d’accompagnement et
l’avis de livraison garantie correspondants (les « documents de
l’offre ») auprès des autorités canadiennes de réglementation des
valeurs mobilières et postera ces documents aux actionnaires de la
compagnie. La compagnie déposera également une note d’information
selon le formulaire Schedule TO, y compris les documents de
l’offre, auprès de la Securities and Exchange Commission (la « SEC
») des États-Unis. L’offre ne sera réalisée que conformément aux
documents de l’offre déposés auprès des autorités canadiennes de
réglementation des valeurs mobilières et selon le formulaire
Schedule TO. Les actionnaires devront lire attentivement les
documents de l’offre, car ceux-ci contiennent des renseignements
importants, y compris les différentes modalités de l’offre. Une
fois l’offre amorcée, les actionnaires pourront obtenir
gratuitement un exemplaire de la note d’information selon le
formulaire Schedule TO, les documents de l’offre ainsi que tout
autre document que la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée
déposera auprès de la SEC, sur le site Web de cette dernière au
www.sec.gov, auprès des autorités canadiennes de réglementation des
valeurs mobilières au www.sedar.com ou sur le site Web de la
Compagnie Pétrolière Impériale Limitée au
www.imperialoil.ca/fr-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 prévisionnels. Les énoncés prospectifs peuvent
être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, avoir
l’intention de, proposer, planifier, objectif, viser, projeter,
prévoir, cibler, estimer, s’attendre à, stratégie, perspectives,
calendrier, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et
d’autres termes semblables faisant référence à des périodes
futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport
mentionnent notamment l’intention de la compagnie de lancer une
importante offre publique de rachat, l’ampleur de cette offre,
l’échéancier pour la détermination des modalités et des prix et le
début de l’offre, la structure de l’offre et l’intention
d’ExxonMobil de procéder à un dépôt proportionnel; de continuer à
tirer une valeur des prix actuels des matières premières et de se
concentrer sur les actifs essentiels de sables bitumineux dans le
secteur Amont; la mise à jour par Cold Lake de ses prévisions de
production pour 2022; le projet de complexe de production de diesel
renouvelable de la compagnie à Strathcona, notamment l’incidence et
le moment d’une décision définitive d’investissement; la souplesse
financière de la compagnie; les priorités consistant à verser aux
actionnaires un dividende fiable et croissant et à leur restituer
les excédents de trésorerie; la poursuite du développement de
solutions visant à réduire les émissions générées, y compris le
réseau de captage et de stockage de carbone d’Alliance Nouvelles
voies ainsi que le développement et le déploiement de technologies;
la collaboration avec FLO visant à développer conjointement une
option de service de recharge de véhicules électriques et le
transfert de crédits en vertu du Règlement sur les combustibles
propres; et la volatilité attendue des cours des matières premières
et des produits.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes,
estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au
moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la croissance de la demande et la 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 les facteurs influençant
la décision d’investissement finale pour le complexe de production
de diesel renouvelable à Strathcona; l’adoption de nouvelles
installations ou technologies et leur incidence sur la réduction de
l’intensité des émissions de GES, y compris notamment le diesel
renouvelable de Strathcona, ainsi que le soutien et la promotion de
solutions de captage et de stockage du carbone, et tout changement
dans la portée, les modalités et les coûts de ces projets; le
volume et le rythme des réductions d’émissions; 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 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 réception, dans les délais prévus, de
la dispense nécessaire pour procéder à l’importante offre publique
de rachat conformément aux lois sur les valeurs mobilières; le
dépôt proportionnel d’ExxonMobil dans le cadre de l’importante
offre publique de rachat; les lois applicables et les politiques
gouvernementales applicables, y compris relativement aux
changements climatiques et aux réductions des émissions de GES; les
dépenses en capital et liées à l’environnement; l’évolution de la
pandémie de COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de
l’Impériale à exploiter ses actifs; la capacité de la compagnie à
exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et à
mener ses activités d’intervention contre la pandémie; 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
relativement à l’importante 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 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, compte tenu notamment des
restrictions liées à la COVID-19; les risques environnementaux
inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières
et gazières; 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; l’efficacité de la gestion et la préparation
pour une intervention en cas de sinistre, y compris les plans de
continuité des activités en réponse à la COVID-19; 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 prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à la Compagnie Pétrolière Impériale
Limitée. Les résultats réels de l’Impériale peuvent être
sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas
s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier
une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus
aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce 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
2022
2021
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
15 224
10 233
45 217
25 278
Total des dépenses
12 719
9 044
38 012
23 106
Bénéfice (perte) avant impôts
2 505
1 189
7 205
2 172
Impôts sur le bénéfice
474
281
1 592
506
Bénéfice (perte) net
2 031
908
5 613
1 666
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
3,25
1,30
8,60
2,32
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
3,24
1,29
8,58
2,31
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
222
10
241
34
Total de l’actif au 30 septembre
42 986
40 875
Total de la dette au 30 septembre
4 160
5 182
Capitaux propres au 30 septembre
22 308
21 209
Capital utilisé au 30 septembre
26 491
26 412
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
211
188
666
544
Par action ordinaire (en dollars)
0,34
0,27
1,02
0,76
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 septembre
611,5
695,6
Moyenne – compte tenu d’une dilution
626,9
701,9
654,4
721,1
Annexe II
Troisième
trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
3 576
1 875
3 576
1 875
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
2 031
908
5 613
1 666
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
555
488
1 432
1 432
(Gain) perte à la vente d’actifs
(131)
(12)
(155)
(39)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
122
(120)
(358)
16
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
546
443
1 140
379
Autres postes – montant net
(34)
240
13
390
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
3 089
1 947
7 685
3 844
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(397)
(276)
(1 034)
(684)
Produits de la vente d’actifs
760
15
886
57
Placements supplémentaires
(6)
—
(6)
—
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
7
2
9
14
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
364
(259)
(145)
(613)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(2 744)
(589)
(6 117)
(2 127)
Annexe III
Troisième
trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
986
524
3 114
850
Secteur Aval
1 012
293
2 434
645
Produits chimiques
54
121
163
297
Comptes non sectoriels et autres
(21)
(30)
(98)
(126)
Bénéfice (perte) net
2 031
908
5 613
1 666
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 949
4 152
15 432
11 579
Secteur Aval
16 236
9 197
49 066
20 333
Produits chimiques
520
477
1 554
1 309
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(6 481)
(3 593)
(20 835)
(7 943)
Produits et autres revenus
15 224
10 233
45 217
25 278
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 937
1 902
6 184
5 780
Secteur Aval
13 686
7 745
42 459
16 525
Produits chimiques
354
244
1 070
693
Éliminations
(6 499)
(3 593)
(20 864)
(7 946)
Achats de pétrole brut et de produits
9 478
6 298
28 849
15 052
Production et fabrication
Secteur Amont
1 381
1 120
4 053
3 395
Secteur Aval
419
356
1 193
1 039
Produits chimiques
72
49
193
145
Éliminations
—
—
—
—
Production et fabrication
1 872
1 525
5 439
4 579
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
174
141
474
416
Produits chimiques
17
21
62
68
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
18
18
89
85
Frais de vente et frais généraux
209
180
625
569
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
309
151
764
366
Secteur Aval
64
120
201
308
Produits chimiques
2
2
5
6
Comptes non sectoriels et autres
17
4
32
19
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
392
277
1 002
699
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
1
2
4
6
Annexe IV
Données d’exploitation
Troisième
trimestre
Neuf mois
2022
2021
2022
2021
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
193
194
162
185
Cold Lake
150
135
145
139
Syncrude (a)
62
78
74
68
Classique
9
8
9
9
Total de la production de pétrole
brut
414
415
390
401
LGN mis en vente
1
1
1
2
Total de la production de pétrole
brut et de LGN
415
416
391
403
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
92
112
101
119
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
430
435
408
423
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
175
185
148
178
Cold Lake
111
111
107
112
Syncrude (a)
51
66
58
60
Classique
8
7
9
8
Total de la production de pétrole
brut
345
369
322
358
LGN mis en vente
1
1
1
1
Total de la production de pétrole
brut et de LGN
346
370
323
359
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
87
111
95
118
Production nette d’équivalent
pétrole (b)
361
389
339
379
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
257
285
223
262
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
190
174
189
186
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) (c)
2
1
2
—
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
81,58
60,44
94,01
55,30
Pétrole brut synthétique (le
baril)
124,80
85,94
129,52
77,62
Pétrole brut classique (le
baril)
94,87
59,94
103,28
55,49
LGN (le baril)
61,61
57,16
64,85
45,10
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
5,10
3,88
5,72
3,50
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
426
404
413
367
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
100
94
96
86
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
237
250
225
219
Mazout domestique, carburant
diesel et carburéacteur
172
158
175
152
Huiles lubrifiantes et autres
produits
49
49
49
46
Mazout lourd
26
28
22
25
Ventes nettes de produits
pétroliers
484
485
471
442
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
217
203
649
636
(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
1
Production nette de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par) jour)
6
1
3
1
(b) Gaz converti en équivalent
pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille
barils.
(c) Ventes de LGN arrondies à
zéro en 2021.
Annexe V
Bénéfice (perte) net par
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
action ordinaire – résultat dilué
(a)
en millions de dollars
canadiens
dollars canadiens
2018
Premier trimestre
516
0,62
Deuxième trimestre
196
0,24
Troisième trimestre
749
0,94
Quatrième trimestre
853
1,08
Exercice
2 314
2,86
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Troisième trimestre
424
0,56
Quatrième trimestre
271
0,36
Exercice
2 200
2,88
2020
Premier trimestre
(188)
(0,25)
Deuxième trimestre
(526)
(0,72)
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
Exercice
5 613
8,58
(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 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
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
3 089
1 947
7 685
3 844
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
546
443
1 140
379
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
2 543
1 504
6 545
3 465
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
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
3 089
1 947
7 685
3 844
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(397)
(276)
(1 034)
(684)
Produits de la vente d’actifs
760
15
886
57
Placements supplémentaires
(6)
—
(6)
—
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
7
2
9
14
Flux de trésorerie disponible
3 453
1 688
7 540
3 231
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
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
2 031
908
5 613
1 666
Moins les éléments identifiés compris dans
le bénéfice (perte) net
Gain (perte) à la vente d’actifs
208
—
208
—
Sous-total des éléments identifiés
208
—
208
—
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés
1 823
908
5 405
1 666
Coûts d’exploitation (coûts financiers)
Les coûts d’exploitation sont une mesure financière non conforme
aux PCGR qui correspond au total des charges, déduction faite des
coûts de type hors trésorerie, y compris les postes Achats de
pétrole brut et de produits, Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant, Dépréciation et épuisement, Retraite non liée aux
services et avantages postérieurs au départ et Financement. Les
coûts d’exploitation comprennent ce qui suit : (1) Production et
fabrication; (2) Frais de vente et frais généraux; et (3)
Exploration, dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et
comme déclarés dans 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
Troisième
trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Total des dépenses
12 719
9 044
38 012
23 106
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
9 478
6 298
28 849
15 052
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
584
535
1 616
1 404
Dépréciation et épuisement
555
488
1 432
1 432
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
4
11
13
32
Financement
16
5
34
32
Total des coûts d’exploitation
2 082
1 707
6 068
5 154
Composants des coûts
d’exploitation
Troisième
trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Production et fabrication
1 872
1 525
5 439
4 579
Frais de vente et frais généraux
209
180
625
569
Exploration
1
2
4
6
Coûts d’exploitation
2 082
1 707
6 068
5 154
Contributions des segments au
total des coûts d’exploitation
Troisième
trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Secteur Amont
1 382
1 122
4 057
3 401
Secteur Aval
593
497
1 667
1 455
Produits chimiques
89
70
255
213
Éliminations/Comptes non sectoriels
18
18
89
85
Coûts d’exploitation
2 082
1 707
6 068
5 154
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
Troisième trimestre
2022
2021
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 381
581
299
442
1 120
425
288
331
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
1
—
—
—
2
—
—
—
Coûts d’exploitation
1 382
581
299
442
1 122
425
288
331
Production brute d’équivalent pétrole
430
193
150
62
435
194
135
78
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires
(en dollars par baril d’équivalent
pétrole)
34,93
32,72
21,67
77,49
28,04
23,81
23,19
46,13
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
26,90
25,19
16,69
59,67
22,15
18,81
18,32
36,44
2022 0,77 dollar américain; 2021 0,79
dollar américain
Neuf mois
2022
2021
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
4 053
1 680
1 017
1 170
3 395
1 341
802
1 055
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
4
—
—
—
6
—
—
—
Coûts d’exploitation
4 057
1 680
1 017
1 170
3 401
1 341
802
1 055
Production brute d’équivalent pétrole
(en milliers de barils par jour)
408
162
145
74
423
185
139
68
Coûts d’exploitation unitaires
(en dollars par baril d’équivalent
pétrole)
36,42
37,99
25,69
57,92
29,45
26,55
21,13
56,83
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
28,41
29,63
20,04
45,18
23,56
21,24
16,90
45,46
2022 0,78 dollar américain; 2021 0,80
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
1 La dette, définie comme étant la « dette totale » (annexe I,
page 17), divisée par le capital, défini comme la somme de la «
dette totale » et des « capitaux propres des actionnaires » (annexe
I, page 17). 1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la
définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Consultez la
version source sur businesswire.com : https://www.businesswire.com/news/home/20221028005094/fr/
Investor relations (587) 476-4743
Media relations (587) 476-7010
Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Fév 2023 à Mar 2023
Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Mar 2022 à Mar 2023
