- Bénéfice net trimestriel de 1 727 millions de dollars et flux
de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 2 797
millions de dollars
- Production du secteur Amont de 441 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour au quatrième trimestre, principalement
attribuable au maintien d’une solide production aux sites de Kearl
et Cold Lake, et à une hausse de la production au site de
Syncrude
- Taux d’utilisation de la capacité de raffinage de 101 pour
cent, le plus haut taux trimestriel d’utilisation jamais enregistré
par la société
- Distribution de plus de 2,1 milliards de dollars aux
actionnaires au quatrième trimestre, dont l’importante d’offre
publique de rachat réalisée par la société
- Déclaration d’un dividende de 44 cents par action au premier
trimestre
- Projet approuvé de 720 millions de dollars pour la construction
de la plus grande installation de diesel renouvelable au
Canada
- Annonce de l’objectif de zéro émission nette (portées 1 et 2) à
l’échelle de la société d’ici 2050 dans les actifs exploités
Imperial (TSE: IMO) (NYSE American: IMO):
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
∆
2022
2021
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 727
813
+914
7 340
2 479
+4 861
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,86
1,18
+1,68
11,44
3,48
+7,96
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
488
441
+47
1 490
1 140
+350
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au quatrième
trimestre de 1 727 millions de dollars et des flux de trésorerie
générés par les activités d’exploitation de 2 797 millions de
dollars, comparativement à un bénéfice net de 2 031 millions de
dollars et à des flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation de 3 089 millions de dollars au troisième trimestre
de 2022. Les résultats du quatrième trimestre reflètent un
rendement d’exploitation solide dans tous les secteurs d’activité
et de solides marges de craquage pour le diesel, lesquels ont été
compensés par la baisse des prix obtenus dans le secteur Amont. Le
bénéfice net estimé pour l’exercice était de 7 340 millions de
dollars, avec des flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation de 10 482 millions de dollars.
« Nos résultats financiers pour 2022 sont les meilleurs jamais
enregistrés par la société, grâce à un rendement d’exploitation
record dans tous nos actifs », a déclaré Brad Corson, président du
conseil d’administration, président et chef de la direction. « Tout
au long de 2022, nos activités sont restées axées sur l’importance
d’assurer un approvisionnement stable en produits énergétiques sur
les marchés canadiens et mondiaux, de soutenir une croissance
économique continue et de créer une valeur importante pour nos
actionnaires. »
Au quatrième trimestre, la production du secteur Amont s’est
élevée en moyenne à 441 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, portant la production pour l’ensemble de l’année à 416 000
barils d’équivalent pétrole brut par jour. La production
trimestrielle brute totale de Kearl s’est établie en moyenne à 284
000 barils par jour, soit le même niveau que le précédent record de
production trimestriel de ce site établi au quatrième trimestre de
2020.Au second semestre, après s’être complètement rétabli des
répercussions du temps froid du début de 2022, Kearl a enregistré
la plus forte production de son histoire, portant sa production
brute totale pour l’ensemble de l’année à 242 000 barils par jour.
À Cold Lake, la production trimestrielle brute totale s’est établie
en moyenne à 141 000 barils par jour, portant la production
annuelle à 144 000 barils par jour, soit le meilleur résultat
annuel depuis 2018. À Syncrude, la production trimestrielle a
augmenté à 87 000 barils bruts par jour après l’achèvement des
activités d’entretien planifiées au troisième trimestre de 2022,
portant la production pour l’ensemble de l’année à 77 000 barils
par jour, ce qui représente la production annuelle la plus élevée
de l’histoire du site.
Dans le secteur Aval, le débit des raffineries au quatrième
trimestre s’est élevé en moyenne à 433 000 barils par jour, avec un
taux d’utilisation des capacités de production de 101 pour cent, le
plus haut taux trimestriel d’utilisation dans l’histoire de la
compagnie, alors que l’Impériale continue de maximiser la
production pour répondre à la demande au Canada. Le débit des
raffineries pour l’ensemble de l’année s’est élevé en moyenne à 418
000 barils par jour, avec un taux d’utilisation des capacités de
production de 98 pour cent, le plus haut taux trimestriel
d’utilisation dans l’histoire de la compagnie. Les ventes de
produits pétroliers au quatrième trimestre se sont élevées à 487
000 barils par jour en moyenne, portant les ventes annuelles à 475
000 barils par jour.
Au cours du trimestre, l’Impériale a distribué aux actionnaires
2 145 millions de dollars sous la forme de dividendes versés, de
rachats d’actions accélérés dans le cadre de son programme d’offre
publique de rachat dans le cours normal des activités et de
l’importante offre publique de rachat de 1,5 milliard de dollars
exécutée par la société en décembre. Sur l’ensemble de l’année, la
compagnie a distribué plus de 7 milliards de dollars à ses
actionnaires. « L’Impériale a continué de respecter son engagement
de longue date en distribuant des flux de trésorerie record aux
actionnaires en 2022 grâce à ses dividendes fiables et croissants,
et à ses programmes de rachat d’actions à la pointe de l’industrie
», a déclaré M. Corson.
En janvier, l’Impériale a annoncé qu’elle aiderait davantage le
Canada à atteindre ses objectifs de carboneutralité en approuvant
un projet de diesel renouvelable de 720 millions de dollars à sa
raffinerie de Strathcona, près d’Edmonton. Ce projet, le plus
important du genre au Canada, devrait produire plus d’un milliard
de litres de diesel renouvelable par an, issu de charges
d’alimentation locales, et pourrait contribuer à réduire les
émissions de gaz à effet de serre d’environ 3 millions de tonnes
métriques par an, tel que déterminé conformément au Règlement sur
les combustibles propres du Canada. La préparation du site et les
travaux de construction initiaux sont en cours et la production de
diesel renouvelable devrait commencer au début de 2025, sous
réserve des approbations réglementaires.
Dans le cadre des efforts de la société pour fournir des
solutions qui réduisent l’intensité des émissions de gaz à effet de
serre de nos activités et pour fournir à nos clients des produits à
faibles émissions sur le cycle de vie, l’Impériale met en œuvre un
objectif de zéro émission nette (portées 1 et 2) à l’échelle de la
société d’ici 2050 dans les actifs exploités, grâce à une
collaboration avec les partenaires gouvernementaux et industriels.
Un développement technologique réussi et des cadres fiscaux et
réglementaires favorables seront nécessaires pour atteindre cet
objectif. Cela s’ajoute à l’objectif de zéro émission pour les
sables bitumineux exploités, annoncé précédemment par l’Impériale
dans le cadre de l’initiative Alliance Nouvelles voies, ainsi qu’à
l’objectif de réduction de l’intensité des émissions de la
compagnie pour 2030 pour les sables bitumineux exploités. La
société prévoit atteindre son objectif de zéro émission en
appliquant des technologies de récupération des sables bitumineux
qui utilisent moins de vapeur, en utilisant le captage et le
stockage du carbone et en mettant en œuvre des projets
d’efficacité, notamment l’utilisation de carburants à faible teneur
en carbone dans ses activités d’exploitation.
« Nous continuons à faire des progrès dans la promotion de
solutions à faible teneur en carbone qui soutiennent notre objectif
de carboneutralité, y compris notre investissement de croissance
stratégique dans le projet de diesel renouvelable de Strathcona »,
a déclaré M. Corson. « Ce projet créera des emplois pour l’économie
locale, aidera nos clients à réduire leurs émissions et améliorera
encore l’offre de produits à faibles émissions de carbone de
l’Impériale. »
Faits saillants du quatrième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 727 millions de dollars,
soit 2,86 dollars par action sur une base diluée, une hausse
comparativement à 813 millions de dollars ou 1,18 dollar par action
au quatrième trimestre de 2021.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation se sont élevés à 2 797 millions de dollars, en
hausse par rapport aux 1 632 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 2 452
millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 648 millions de
dollars pour la même période en 2021.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 488 millions de dollars, une hausse comparativement
aux 441 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021.
- La société a distribué 2 145 millions de dollars aux
actionnaires au quatrième trimestre de 2022, dont 211 millions
de dollars en dividendes payés et 1 934 millions de dollars en
rachats de parts, dont 1 500 millions de dollars provenant de
l’importante d’offre publique de rachat exécutée par la société en
décembre.
- La production s’est établie en moyenne à 441 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, contre 445 000 barils par
jour à la même période en 2021. Après rajustement pour tenir compte
de la vente de XTO Energy Canada, conclue au troisième trimestre de
2022, la production a augmenté de 11 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour par rapport à la même période en 2021.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 284 000 barils par jour (la part de
l’Impériale se chiffrant à 201 000 barils), soit le même niveau que
le record de production trimestriel établi au quatrième trimestre
de 2020, et en hausse par rapport aux 270 000 barils par jour (la
part de l’Impériale se chiffrant à 191 000 barils) du quatrième
trimestre de 2021.
- La production brute totale de bitume au site de Cold Lake
s’est établie en moyenne à 141 000 barils par jour contre 142
000 barils par jour au quatrième trimestre de 2021.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 87 000 barils par jour, en
hausse par rapport aux 79 000 barils par jour du quatrième
trimestre de 2021.
- Le débit moyen des raffineries a été de 433 000 barils par
jour, en hausse par rapport aux 416 000 barils par jour du
quatrième trimestre de 2021. L’utilisation des capacités de
production a atteint 101 pour cent, le plus haut taux trimestriel
d’utilisation dans l’histoire de la compagnie, en hausse par
rapport aux 97 pour cent enregistrés au quatrième 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 487 000 barils
par jour, par rapport aux 496 000 barils par jour du quatrième
trimestre de 2021.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 41
millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 64
millions de dollars au quatrième trimestre de 2021. Cette baisse du
bénéfice est principalement attribuable aux marges inférieures sur
les ventes de polyéthylène.
- Projet approuvé de 720 millions de dollars pour la
construction de la plus grande installation de diesel renouvelable
au Canada. Située à la raffinerie Strathcona de l’Impériale,
près d’Edmonton, cette installation devrait produire plus d’un
milliard de litres de diesel renouvelable par an, issu de charges
d’alimentation locales, et pourrait contribuer à réduire les
émissions de gaz à effet de serre d’environ 3 millions de tonnes
métriques par an, tel que déterminé conformément au Règlement sur
les combustibles propres du Canada. La préparation du site et les
travaux de construction initiaux sont en cours et la production de
diesel renouvelable devrait commencer au début de 2025, sous
réserve des approbations réglementaires.
- Annonce de l’objectif de zéro émission nette (portées 1 et
2) à l’échelle de la société d’ici 2050 dans les actifs
exploités, grâce à une collaboration avec les partenaires
gouvernementaux et industriels. Cela s’ajoute à l’objectif de zéro
émission pour les sables bitumineux exploités, annoncé précédemment
par L’Impériale dans le cadre de l’initiative Alliance Nouvelles
voies, ainsi qu’à l’objectif de réduction de l’intensité des
émissions de la compagnie pour 2030 pour les sables bitumineux
exploités.
- L’Alliance Nouvelles voies a conclu un accord d’évaluation
de la séquestration du carbone avec le gouvernement de
l’Alberta. Cet accord permet à l’Alliance de commencer
immédiatement une évaluation détaillée de sa proposition de centre
de stockage géologique, qui serait l’un des plus grands projets de
capture et de stockage du carbone au monde.
____________________ 1 Mesure financière
non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir
l’annexe VI.
Contexte commercial récent
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.
La demande en produits pétroliers et pétrochimiques a augmenté
jusqu’en 2022, les résultats financiers de la société bénéficiant
de prix et de marges plus élevés. Les prix des produits de base et
des produits devraient demeurer volatils compte tenu de
l’incertitude économique et des événements géopolitiques mondiaux
qui affectent l’offre et la demande.
Le taux général d’inflation au Canada et dans de nombreux autres
pays a connu une brève baisse dans la phase initiale de la pandémie
de COVID-19, avant de repartir à la hausse au cours des 12 derniers
mois, reflétant en grande partie les déséquilibres entre l’offre et
la demande dans l’économie mondiale. Les facteurs sous-jacents
comprennent, entre autres, les perturbations de la chaîne
d’approvisionnement, les goulots d’étranglement dans le transport
maritime, les contraintes du marché du travail et les effets
indirects des expansions monétaires et fiscales. Les prix des
services et des matériaux continuent de réagir à la dynamique en
évolution rapide de la croissance économique, de l’inflation
générale, des marchés des matières premières et des activités
industrielles. La compagnie suit de près les tendances du marché et
tente d’atténuer les effets des coûts d’exploitation et
d’investissement dans tous les environnements de prix grâce à des
pratiques de gestion de projet efficaces et à des améliorations de
la productivité.
Résultats d’exploitation Comparaison des quatrièmes
trimestres de 2022 et 2021
Quatrième
trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 727
813
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,86
1,18
Secteur Amont Analyse du facteur-bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2021
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2022
545
(160)
40
(50)
156
531
Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est
principalement due à l’élargissement du différentiel WTI/WCS. Les
prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 5,68 $ le baril,
généralement en raison de l’augmentation du WCS, et les prix
touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont grimpé de
22,68 $ le baril.
Volumes : La hausse des volumes découle principalement de
l’amélioration du rendement de l’usine à Kearl et à une réduction
des temps d’arrêt imprévus au site de Syncrude, lesquels ont été
partiellement compensés par l’absence de production de XTO Energy
Canada à la suite de la vente des intérêts dans cette société au
troisième trimestre de 2022.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Autres : Effets de change favorables d’environ 160 millions de
dollars, lesquels ont été partiellement compensés par des frais
d’exploitation plus élevés d’environ 70 millions de dollars,
principalement en raison d’une hausse des prix de l’énergie.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Quatrième
trimestre
en dollars canadiens, sauf indication
contraire
2022
2021
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
82,58
77,04
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
57,00
62,49
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
25,58
14,55
Bitume (le baril)
59,85
65,53
Pétrole brut synthétique (le baril)
115,22
92,54
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,74
0,79
Production
Quatrième
trimestre
en milliers de barils par jour
2022
2021
Kearl (part de l’Impériale)
201
191
Cold Lake
141
142
Syncrude (a)
87
79
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
284
270
(a) Au quatrième trimestre de 2022, la
production brute de Syncrude comprenait environ 2 milliers de
barils de bitume par jour et d’autres produits (2021 – 3 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’amélioration du rendement de l’usine et à l’absence
de conditions de froid extrême en décembre 2021.
Secteur Aval Analyse du facteur-bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2021
Marges
Autres
2022
250
720
218
1 188
Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une
amélioration de la conjoncture.
Autres : Amélioration des volumes d’environ 60 millions de
dollars, des effets de change favorables d’environ 60 millions de
dollars, l’absence d’ajustement défavorable des stocks hors période
de l’année précédente de 60 millions de dollars, lesquels ont été
partiellement compensés par des frais d’exploitation plus élevés
d’environ 50 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Quatrième
trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2022
2021
Débit des raffineries
433
416
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
101
97
Ventes de produits pétroliers
487
496
L’amélioration du débit des raffineries au quatrième 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
64
(20)
(3)
41
Comptes non sectoriels et autres
Quatrième
trimestre
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(33
)
(46
)
Situation de trésorerie et sources de financement
Quatrième
trimestre
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
2 797
1 632
Activités d’investissement
(473
)
(399
)
Activités de financement
(2 151
)
(955
)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
173
278
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
3 749
2 153
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 la hausse des ajouts aux immobilisations
corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Quatrième
trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Dividendes versés
211
188
Dividende par action versé (en
dollars)
0,34
0,27
Rachats d’actions (a)
1 934
761
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
27,3
17,5
(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
4 novembre 2022 au 9 décembre 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.
La compagnie a terminé son programme d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités le 21 octobre 2022.
Le 4 novembre 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 1,5 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 14 décembre 2022, la
compagnie a souscrit et acheté 20 689 655 actions ordinaires à un
prix de 72,50 $ par action, ce qui représente un achat global de
1,5 milliard de dollars et 3,4 % des actions émises et en
circulation de l’Impériale à la clôture des activités le 31 octobre
2022. Cela comprend les 14 399 985 actions rachetées à Exxon Mobil
Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir
son pourcentage de participation à environ 69,6 %.
Comparaison entre les exercices 2022 et 2021
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
7 340
2 479
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
11,44
3,48
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés1
7 132
2 479
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
1 395
3 140
(80)
(970)
208
(48)
3 645
Prix : La hausse des prix de vente, qui concordait généralement
avec celle des prix indicatifs, était principalement attribuable à
une augmentation de la demande. Les prix moyens obtenus pour le
bitume ont augmenté de 26,76 $ le baril, généralement en raison de
l’augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de
pétrole brut synthétique ont grimpé de 43,85 $ le baril.
Volumes : La baisse des volumes est attribuable au temps d’arrêt
à Kearl au cours du premier semestre. Elle a été partiellement
compensée par la hausse de la production aux sites de Syncrude et
Cold Lake.
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 : Frais d’exploitation plus élevés d’environ 500 millions
de dollars, principalement en raison d’une hausse des prix de
l’énergie, laquelle a été partiellement compensée par des effets de
change favorables d’environ 270 millions de dollars et une
augmentation des ventes d’électricité à Cold Lake d’environ 60
millions de dollars en raison de la hausse des prix.
____________________ 1 Mesure financière
non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir
l’annexe VI
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Douze mois
en dollars canadiens, sauf indication
contraire
2022
2021
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
94,36
68,05
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
76,28
54,96
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
18,08
13,09
Bitume (le baril)
84,67
57,91
Pétrole brut synthétique (le baril)
125,46
81,61
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,77
0,80
Production
Douze mois
en milliers de barils par jour
2022
2021
Kearl (part de l’Impériale)
172
186
Cold Lake
144
140
Syncrude (a)
77
71
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
242
263
(a) En 2022, la production brute de
Syncrude comprenait environ 3 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
895
2 350
377
3 622
Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une
amélioration de la conjoncture.
Autres : Diminution des coûts d’entretien d’environ 140 millions
de dollars, découlant de l’absence d’activités d’entretien à la
raffinerie de Strathcona, une amélioration des volumes d’environ
130 millions de dollars, des effets de change favorables d’environ
120 millions de dollars, l’absence d’ajustement défavorable des
stocks hors période de l’année précédente de 74 millions de
dollars, lesquels ont été partiellement compensés par des frais
d’exploitation plus élevés d’environ 190 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Douze mois
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2022
2021
Débit des raffineries
418
379
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
98
89
Ventes de produits pétroliers
475
456
Le débit accru des raffineries en 2022 est principalement
attribuable à l’augmentation de la demande et à la réduction des
activités d’entretien.
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
361
(110)
(47)
204
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des marges sur les ventes de polyéthylène.
Comptes non sectoriels et autres
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Bénéfice (perte) net) (U.S. GAAP)
(131
)
(172
)
Situation de trésorerie et sources de financement
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
10 482
5 476
Activités d’investissement
(618
)
(1 012
)
Activités de financement
(8 268
)
(3 082
)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
1 596
1 382
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 la hausse des ajouts aux immobilisations
corporelles, laquelle a été partiellement compensée par le produit
de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Dividendes versés
851
706
Dividende par action versé (en
dollars)
1,29
0,98
Rachats d’actions (a)
6 395
2 245
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
93,9
56,0
(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 et du 4 novembre 2022 au 9 décembre
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 2022, la société a annoncé 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 31
833 809 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin
2022 au 28 juin 2023. Le programme a pris fin le 21 octobre 2022,
la société ayant acheté le nombre maximum d’actions autorisé dans
le cadre du programme.
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 %.
Le 4 novembre 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 1,5 milliard 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 14 décembre 2022, la
compagnie a souscrit et acheté 20 689 655 actions ordinaires à un
prix de 72,50 $ par action, ce qui représente un achat global de
1,5 milliard de dollars et 3,4 % des actions émises et en
circulation de l’Impériale à la clôture des activités le 31 octobre
2022. Cela comprend les 14 399 985 actions rachetées à Exxon Mobil
Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir
son pourcentage de participation à environ 69,6 %.
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.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des
situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les
objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires,
sont des énoncés 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
comprennent notamment des références à la poursuite des efforts
visant à maximiser la production pour répondre à la demande de
carburant au Canada; au complexe de diesel renouvelable prévu de la
société à Strathcona, y compris le coût du projet, les estimations
de production, les sources prévues des charges d’alimentation, les
projections concernant les réductions prévues des émissions de gaz
à effet de serre par rapport aux carburants conventionnels, le
démarrage prévu au début de 2025, et le calendrier des approbations
réglementaires; la capacité du projet de diesel renouvelable à
créer des emplois, à aider les clients à réduire les émissions et à
améliorer l’offre de produits à faible teneur en carbone de la
société; la poursuite des efforts visant à promouvoir des solutions
à faible teneur en carbone pour soutenir l’objectif de
carboneutralité de la société; les efforts continus de la société
pour fournir des solutions qui réduisent l’intensité des émissions
de gaz à effet de serre des activités d’exploitation et pour
fournir aux clients des produits à faibles émissions sur l’ensemble
du cycle de vie; un objectif de zéro émission nette (portées 1 et
2) à l’échelle de la société d’ici 2050 dans les actifs exploités
grâce à une collaboration avec les partenaires gouvernementaux et
industriels; l’objectif de réduction de l’intensité des émissions
de la compagnie pour 2030 pour les sables bitumineux exploités; la
capacité d’appliquer des technologies de récupération, d’utiliser
le captage et le stockage du carbone et de mettre en œuvre des
projets d’efficacité, notamment l’utilisation de carburants à
faible teneur en carbone dans ses activités d’exploitation pour
atteindre les objectifs de réduction des émissions; l’évaluation de
la proposition de centre de stockage géologique de l’Alliance
Nouvelles voies, dont notamment l’accord d’évaluation de la
séquestration du carbone avec le gouvernement de l’Alberta; la
volatilité attendue des cours des matières premières et des
produits; et l’évolution continue de l’inflation et des prix des
services et des matériaux, leurs répercussions sur les coûts
d’exploitation et d’investissement, et la capacité de la société à
atténuer ces coûts.
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 son investissement dans
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; pour le diesel renouvelable, la disponibilité
et le coût des charges d’alimentation locales et la fourniture de
diesel renouvelable à la Colombie-Britannique dans le cadre de sa
législation sur les carburants à faibles émissions de carbone; le
volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les
conséquences des carburants à 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; le rendement des tiers fournisseurs de services; la
réception des approbations réglementaires en temps voulu; le taux
d’utilisation de la capacité de raffinage; les lois applicables et
les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement
aux changements climatiques, aux réductions des émissions de GES et
aux carburants à faibles émissions de carbone; la capacité à
compenser toute pression inflationniste en cours ; l’allocation du
capital, y compris les rendements pour les actionnaires, et 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; ainsi que les prix des matières
premières, les taux de change et les conditions générales du marché
pourraient varier considérablement selon un certain nombre de
facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou
locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de
produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les
incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les
mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne
les niveaux d’approvisionnement et les prix, l’incidence de la
COVID-19 sur la demande et la survenance de guerres; la
disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps
utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour
les nouvelles technologies qui aideront la société à atteindre ses
objectifs de réduction des émissions; les résultats des programmes
de recherche et des nouvelles technologies, ainsi que la capacité
de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à
coût concurrentiel et la compétitivité des sources d’énergie de
rechange et des autres technologies de réduction des émissions;
l’absence de soutien par les gouvernements et les responsables des
politiques pour l’adoption de nouvelles technologies de réduction
des émissions; les événements politiques ou réglementaires, y
compris les changements législatifs ou les modifications des
politiques gouvernementales, la réglementation environnementale,
dont la réglementation portant sur les changements climatiques et
les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que les mesures prises
en réponse à la COVID-19; les difficultés techniques ou
opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des
projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la
disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services,
compte tenu notamment des restrictions liées à la COVID-19; 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, 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.
Pour appuyer son objectif de zéro émission nette (portées 1 et
2) à l’échelle de la société d’ici 2050, l’Impériale a adopté une
approche globale axée sur des feuilles de route détaillées de
réduction des émissions pour ses principaux actifs exploités. Les
feuilles de route peuvent être mises à jour si nécessaire pour
refléter les évolutions technologiques, politiques et autres, y
compris le développement et l’acquisition d’actifs exploités de
grande importance. Les mesures nécessaires pour faire progresser
les plans de réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet
de serre de l’entreprise pour 2030 sont intégrées dans ses plans
d’affaires à moyen terme, qui sont mis à jour chaque année. Le
scénario de référence pour la planification au-delà de 2030 est
basé sur la recherche et la publication des Perspectives
énergétiques d’ExxonMobil, qui contient des projections de l’offre
et de la demande basées sur l’évaluation des tendances actuelles en
matière de technologie, de politiques gouvernementales, de
préférences des consommateurs, de géopolitique et de développement
économique. Reflétant le contexte politique mondial actuel, les
Perspectives énergétiques ne prévoient pas le degré d’avancement et
de déploiement des politiques et des technologies nécessaires pour
que le monde, ou l’Impériale, atteigne ses objectifs de zéro
émission nette d’ici 2050. Au fur et à mesure que des politiques et
des avancées technologiques émergeront, elles seront intégrées dans
les perspectives et les plans d’affaires de l’entreprise seront mis
à jour en conséquence.
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
l’entreprise et l’alignement avec nos partenaires et autres parties
prenantes. Les plans de l’entreprise visant à réduire les émissions
sont des efforts de bonne foi basés sur des données et une
méthodologie pertinentes actuelles, qui pourraient être modifiées
ou affinées.
Annexe I
Quatrième
trimestre
Douze 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
14 453
12 312
59 670
37 590
Total des dépenses
12 174
11 201
50 186
34 307
Bénéfice (perte) avant impôts
2 279
1 111
9 484
3 283
Impôts sur le bénéfice
552
298
2 144
804
Bénéfice (perte) net
1 727
813
7 340
2 479
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
2,87
1,18
11,47
3,48
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,86
1,18
11,44
3,48
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
—
9
241
43
Total de l’actif au 31 décembre
43 524
40 782
Total de la dette au 31 décembre
4 155
5 176
Capitaux propres au 31 décembre
22 413
21 735
Capital utilisé au 31 décembre
26 593
26 931
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
266
185
932
729
Par action ordinaire (en dollars)
0,44
0,27
1,46
1,03
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 31 décembre
584,2
678,1
Moyenne – compte tenu d’une dilution
603,0
689,5
641,5
713,2
Annexe II
Quatrième
trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
3 749
2 153
3 749
2 153
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 727
813
7 340
2 479
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
465
545
1 897
1 977
(Gain) perte à la vente d’actifs
(3
)
(10
)
(158
)
(49
)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
281
75
(77
)
91
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
345
(16
)
1 485
363
Autres postes – montant net
(18
)
225
(5
)
615
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
2 797
1 632
10 482
5 476
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(492
)
(424
)
(1 526
)
(1 108
)
Produits de la vente d’actifs
18
24
904
81
Placements supplémentaires
—
—
(6
)
—
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
1
10
15
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
473
(399
)
(618
)
(1 012
)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(2 151
)
(955
)
(8 268
)
(3 082
)
Annexe III
Quatrième
trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
531
545
3 645
1 395
Secteur Aval
1 188
250
3 622
895
Produits chimiques
41
64
204
361
Comptes non sectoriels et autres
(33
)
(46
)
(131
)
(172
)
Bénéfice (perte) net
1 727
813
7 340
2 479
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 332
4 252
19 764
15 831
Secteur Aval
15 919
14 453
64 985
34 786
Produits chimiques
422
449
1 976
1 758
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(6 220
)
(6 842
)
(27 055
)
(14 785
)
Produits et autres revenus
14 453
12 312
59 670
37 590
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 787
1 712
7 971
7 492
Secteur Aval
13 110
12 980
55 569
29 505
Produits chimiques
260
273
1 330
966
Éliminations
(6 264
)
(6 843
)
(27 128
)
(14 789
)
Achats de pétrole brut et de produits
8 893
8 122
37 742
23 174
Production et fabrication
Secteur Amont
1 438
1 266
5 491
4 661
Secteur Aval
447
406
1 640
1 445
Produits chimiques
80
65
273
210
Éliminations
—
—
—
—
Production et fabrication
1 965
1 737
7 404
6 316
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
179
156
653
572
Produits chimiques
23
22
85
90
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
55
37
144
122
Frais de vente et frais généraux
257
215
882
784
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
364
266
1 128
632
Secteur Aval
94
168
295
476
Produits chimiques
5
2
10
8
Comptes non sectoriels et autres
25
5
57
24
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
488
441
1 490
1 140
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
1
26
5
32
Annexe IV
Données d’exploitation
Quatrième
trimestre
Douze mois
2022
2021
2022
2021
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
201
191
172
186
Cold Lake
141
142
144
140
Syncrude (a)
87
79
77
71
Classique
6
11
8
10
Total de la production de pétrole brut
435
423
401
407
LGN mis en vente
—
2
1
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
435
425
402
408
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
37
121
85
120
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
441
445
416
428
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
184
179
157
178
Cold Lake
105
119
106
114
Syncrude (a)
77
68
63
62
Classique
6
11
8
9
Total de la production de pétrole brut
372
377
334
363
LGN mis en vente
—
1
1
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
372
378
335
364
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
37
112
83
115
Production nette d’équivalent
pétrole (b)
378
397
349
383
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
277
272
236
264
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
186
189
188
187
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) (c)
—
—
1
—
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
59,85
65,53
84,67
57,91
Pétrole brut synthétique (le baril)
115,22
92,54
125,46
81,61
Pétrole brut classique (le baril)
67,91
70,09
97,45
59,84
LGN (le baril)
—
62,07
64,92
35,87
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
5,54
4,92
5,69
3,83
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
433
416
418
379
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
101
97
98
89
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
242
240
229
224
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
180
180
176
160
Huiles lubrifiantes et autres produits
41
44
47
45
Mazout lourd
24
32
23
27
Ventes nettes de produits pétroliers
487
496
475
456
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
193
194
842
831
(a) La production brute et nette de
Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les
installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline
d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
2
3
3
1
Production nette de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
2
2
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 (PCGR
Bénéfice (perte) net par
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
Quatrième trimestre
1 727
2,86
Exercice
7 340
11,44
(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
Quatrième
trimestre
Douze 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
2 797
1 632
10 482
5 476
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
345
(16
)
1 485
363
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
2 452
1 648
8 997
5 113
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
Quatrième
trimestre
Douze 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
2 797
1 632
10 482
5 476
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(492
)
(424
)
(1 526
)
(1 108
)
Produits de la vente d’actifs
18
24
904
81
Placements supplémentaires
—
—
(6
)
—
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
1
10
15
Flux de trésorerie disponible
2 324
1 233
9 864
4 464
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
Quatrième
trimestre
Douze 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)
1 727
813
7 340
2 479
Moins les éléments identifiés compris dans
le bénéfice (perte) net
Gain (perte) à la vente d’actifs
—
—
208
—
Sous-total des éléments identifiés
—
—
208
—
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés
1 727
813
7 132
2 479
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
Quatrième
trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Total des dépenses
12 174
11 201
50 186
34 307
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
8 893
8 122
37 742
23 174
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
563
524
2 179
1 928
Dépréciation et épuisement
465
545
1 897
1 977
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
4
10
17
42
Financement
26
22
60
54
Total des coûts d’exploitation
2 223
1 978
8 291
7 132
Composants des coûts d’exploitation
Quatrième
trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Production et fabrication
1 965
1 737
7 404
6 316
Frais de vente et frais généraux
257
215
882
784
Exploration
1
26
5
32
Coûts d’exploitation
2 223
1 978
8 291
7 132
Contributions des segments au total des coûts
d’exploitation
Quatrième
trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Secteur Amont
1 439
1 292
5 496
4 693
Secteur Aval
626
562
2 293
2 017
Produits chimiques
103
87
358
300
Éliminations/Comptes non sectoriels
55
37
144
122
Coûts d’exploitation
2 223
1 978
8 291
7 132
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
Quatrième 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
1 438
673
327
393
1 266
561
315
333
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
1
—
—
—
26
—
—
—
Coûts d’exploitation
1 439
673
327
393
1 292
561
315
333
Production brute d’équivalent pétrole
441
201
141
87
445
191
142
79
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
35,47
36,39
25,21
49,10
31,56
31,93
24,11
45,82
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
26,25
26,93
18,66
36,33
24,93
25,22
19,05
36,20
2022 0,74 dollar américain; 2021 0,79
dollar américain
Douze 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
5 491
2 353
1 344
1 563
4 661
1 902
1 117
1 388
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
5
—
—
—
32
—
—
—
Coûts d’exploitation
5 496
2 353
1 344
1 563
4 693
1 902
1 117
1 388
Production brute d’équivalent pétrole
416
172
144
77
428
186
140
71
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
36,20
37,48
25,57
55,61
30,04
28,02
21,86
53,56
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
27,87
28,86
19,69
42,82
24,03
22,42
17,49
42,85
2022 0,77 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
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Investor relations (587) 476-4743
Media relations (587) 476-7010
Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Mai 2023 à Juin 2023
Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Juin 2022 à Juin 2023
