- Bénéfice net trimestriel de 1 248 millions de dollars
- Production du secteur Amont de 413 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour
- Production au premier trimestre la plus élevée jamais
enregistrée à Kearl, avec une production brute totale de 259 000
barils par jour
- Solide rendement en matière de raffinage, avec un débit de 417
000 barils par jour et un taux d’utilisation de la capacité de 96
pour cent
- Dividende trimestriel en hausse de 14 pour cent, passant de 44
cents à 50 cents par action
Imperial Oil Limited (TSE: IMO, NYSE American: IMO):
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
∆I
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 248
1 173
+75
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,13
1,75
+0,38
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
429
296
+133
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au premier
trimestre de 1 248 millions de dollars, comparativement à un
bénéfice net de 1 727 millions de dollars au quatrième trimestre de
2022, avec un rendement d’exploitation solide dans tous les
secteurs d’activité contrebalancé par la baisse des prix obtenus
dans le secteur Amont et les marges de raffinage. Les flux de
trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont
élevés à 821 millions de dollars, ce qui comprenait un versement de
rattrapage de l’impôt sur le revenu de 2,1 milliards de dollars,
comparativement à 2 797 millions de dollars générés au quatrième
trimestre de 2022. Excluant le fonds de roulement1, les flux de
trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés
à 1 554 millions de dollars.
« Les solides résultats financiers de L’Impériale au premier
trimestre s’expliquent par des taux d’utilisation élevés soutenus
dans l’ensemble de notre réseau de raffinage, ainsi que par la
production record au premier trimestre au site de Kearl attribuable
à des procédures d’exploitation améliorées en hiver » a déclaré
Brad Corson, président du conseil d’administration, président et
chef de la direction. « Notre solide rendement d’exploitation a
fait en sorte que L’Impériale était bien placée pour maximiser la
récupération de la plus-value dans le contexte commercial actuel.
»
La production du secteur Amont s’est élevée en moyenne à 413 000
barils d’équivalent pétrole brut par jour au premier trimestre. À
Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en
moyenne à 259 000 barils par jour, soit la production la plus
élevée au premier trimestre de son histoire. À Cold Lake, le
rendement solide en matière de production a été maintenu avec une
production trimestrielle brute s’établissant en moyenne à 141 000
barils par jour, marquant ainsi le sixième trimestre consécutif
s’élevant à 140 000 barils ou plus par jour. À Syncrude, la
production trimestrielle s’est établie à 76 000 barils bruts par
jour, incluant le début des activités d’entretien planifiées de
l’unité de cokéfaction devant être terminées vers la fin de
mars.
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Dans le secteur Aval, L’Impériale continue d’optimiser la
production pour répondre à la demande au Canada grâce à un débit au
cours du trimestre s’élevant en moyenne à 417 000 barils par jour,
avec un taux d’utilisation des capacités de production de 96 pour
cent et des ventes de produits pétroliers de 455 000 barils par
jour. En janvier, L’Impériale a ajouté la capacité de
l’installation de transport du diesel par voie ferrée de Dartmouth,
ce qui a contribué à l’accroissement du taux d’utilisation de la
capacité dans les raffineries de la compagnie ainsi qu’à
l’amélioration de la marge bénéficiaire globale.
Au cours du premier trimestre, la compagnie a continué de faire
avancer les principales initiatives visant à réduire les émissions
en appui de son objectif de carboneutralité. Les travaux avancent
en ce qui concerne le projet de 720 millions de dollars pour la
construction d’un complexe de diesel renouvelable à Strathcona dont
la décision d’investissement finale a été annoncée en janvier; en
mars, la compagnie a mis en service avec succès la troisième unité
de gaz de combustion de chaudière à Kearl, la mise en service des
trois dernières unités étant prévue plus tard cette année.
En février, l’Alliance nouvelles voies a annoncé que son réseau
proposé de captage, d’utlilisation et de stockage du carbone est
maintenant au stade de la conception, les travaux d’ingénierie et
de préparation du terrain progressant rapidement pour soutenir une
application réglementaire plus tard cette année. Dans le cadre de
ces travaux, l’Alliance a adjugé un contrat d’ingénierie pour
l’élaboration de plans détaillés en vue de la construction d’une
canalisation de transport de CO2 de 400 kilomètres qui reliera
éventuellement plus de 20 installations de sables pétrolifères avec
un centre de stockage permanent du carbone dans la région de Cold
Lake, en Alberta. De plus, deux puits d’exploration ont été
terminés jusqu’à présent afin d’évaluer davantage les
caractéristiques géologiques de l’emplacement de stockage, et les
résultats démontrent que l’emplacement convient très bien à la
séquestration du carbone.
« À titre de membre fondateur de l’Alliance nouvelles voies,
L’Impériale soutient la vision du Canada pour un avenir à émissions
réduites » a déclaré M. Corson. « Des projets comme notre complexe
de diesel renouvelable de Strathcona servent non seulement à
soutenir notre propre cheminement vers la carboneutralité, mais ils
aident aussi nos clients à réduire de façon significative leurs
émissions. »
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 266 millions de
dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a
déclaré un dividende de 50 cents par action au deuxième
trimestre.
« Nous avons confiance en la capacité de L’Impériale de générer
un solide flux de trésorerie disponible dans un large éventail de
conditions commerciales », a déclaré M. Corson. « Nous maintenons
notre engagement à distribuer l’excédent de trésorerie aux
actionnaires, et je suis heureux d’annoncer une hausse de 14 pour
cent de notre dividende trimestriel. »
Faits saillants du premier trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 248 millions de dollars,
soit 2,13 dollars par action sur une base diluée, en hausse par
rapport à 1 173 millions de dollars ou 1,75 dollar par
action au premier trimestre de 2022.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 821 millions de dollars, comparativement à des
flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 1
914 millions de dollars pour la même période en 2022. Les flux de
trésorerie au premier trimestre de 2023 comprenaient un versement
de rattrapage de l’impôt sur le revenu de 2,1 milliards de dollars.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation,
hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 1 554 millions de
dollars, en hausse par rapport aux 1 219 millions de dollars pour
la même période en 2022.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 429 millions de dollars, une hausse comparativement
aux 296 millions de dollars au premier trimestre de 2022.
- La société a distribué 266 millions de dollars aux
actionnaires au premier trimestre de 2023 sous forme de
dividendes versés.
- La production s’est établie en moyenne à 413 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, en hausse par rapport aux
380 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour à la même période
en 2022.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 259 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 184 000 barils), soit la production la
plus élevée au premier trimestre de l’histoire de l’actif et en
hausse par rapport aux 186 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 132 000 barils) au cours du premier
trimestre de 2022, reflétant le rendement d’exploitation amélioré
en hiver.
- La production brute totale de bitume au site de Cold Lake
s’est établie en moyenne à 141 000 barils par jour en hausse
par rapport aux 140 000 barils par jour au premier trimestre de
2022, soit le sixième trimestre consécutif au cours duquel la
production s’est établie à 140 000 barils ou plus par jour.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 76 000 barils par jour,
incluant le début des activités d’entretien planifiées de l’unité
de cokéfaction devant être terminées vers la fin de mars, en hausse
par rapport aux 77 000 barils par jour du premier trimestre de
2022.
- Le débit moyen des raffineries a été de 417 000 barils par
jour, en hausse par rapport aux 399 000 barils par jour du
premier trimestre de 2022. Le taux d’utilisation de la capacité
s’est situé à 96 pour cent, en hausse par rapport à 93 pour cent au
premier trimestre de 2022.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 455 000 barils
par jour, en hausse par rapport aux 447 000 barils par jour du
premier trimestre de 2022.
- L’ajout de l’installation de transport du diesel par voie
ferrée de Dartmouth a contribué à l’accroissement du taux
d’utilisation de la capacité dans les raffineries de la compagnie
ainsi qu’à l’amélioration de la marge bénéficiaire globale.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 53
millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 56
millions de dollars au premier trimestre de 2022.
- La troisième unité de gaz de combustion de chaudière a été
mise en service avec succès à Kearl, la mise en service des
trois dernières unités étant prévue plus tard cette année. Cette
technologie permet de récupérer la chaleur résiduelle des gaz de
combustion émanant d’une chaudière afin de préchauffer l’eau de
procédé, et les six unités combinées ont le potentiel de réduire
les émissions de gaz à effet de serre de jusqu’à 220 000 tonnes par
année.
- Alliance nouvelles voies a annoncé que son réseau proposé de
captage, d’utilisation et de stockage du carbone est maintenant au
stade de la conception, les travaux d’ingénierie et de
préparation du terrain progressant rapidement pour soutenir une
application réglementaire plus tard cette année. Dans le cadre de
ces travaux, l’Alliance a adjugé un contrat d’ingénierie pour
l’élaboration de plans détaillés en vue de la construction d’une
canalisation de transport de CO2 de 400 kilomètres qui reliera
éventuellement plus de 20 installations de sables pétrolifères avec
un centre de stockage permanent du carbone dans la région de Cold
Lake, en Alberta. De plus, deux puits d’exploration ont été
terminés jusqu’à présent afin d’évaluer davantage les
caractéristiques géologiques de l’emplacement de stockage, et les
résultats démontrent que l’emplacement convient très bien à la
séquestration du carbone.
- Les travaux progressent en ce qui a trait aux mesures
d’atténuation visant à résoudre le problème des eaux d’infiltration
dans des endroits près de la limite de concession de Kearl.
Environ 200 personnes continuent de travailler à des activités
connexes sur le site. L’Impériale continue de communiquer
directement avec les communautés autochtones locales et de leur
fournir des mises à jour et collabore avec des agents chargés de la
réglementation de l’Alberta Energy Regulator et de ministères
gouvernementaux pour leur fournir de l’information. La surveillance
continue de montrer qu’il n’y a pas eu d’impacts sur les sources
d’eau potable locales ni aucune indication d’impact sur la
faune.
Contexte commercial récent
Pendant le premier trimestre de 2023, le prix du pétrole brut a
chuté à mesure que les stocks de pétrole sur le marché mondial ont
atteint des niveaux plus élevés. Cette hausse des niveaux de stock
a été suivie au début du deuxième trimestre par des annonces de
réduction de la production dans certains des principaux pays
producteurs de pétrole. En outre, au Canada, l’élargissement du
différentiel WTI/WCS s’est poursuivi en janvier et en février avant
de commencer à se rétablir en mars. Les marges de raffinage sont
demeurées élevées en raison des faibles niveaux de stocks de
produits pétroliers.
Résultats d’exploitation Comparaison des premiers
trimestres de 2023 et 2022
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 248
1 173
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,13
1,75
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2023
782
(940)
100
240
148
330
Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est
principalement due à la baisse des prix du marché et à
l’élargissement du différentiel WTI/WCS. Les prix moyens obtenus
pour le bitume ont baissé de 39,03 $ le baril, coïncidant
généralement avec ceux du WCS, et les prix touchés sur les ventes
de pétrole brut synthétique ont chuté de 14,79 $ le baril,
coïncidant généralement avec ceux du WTI.
Volumes : La hausse des volumes découle principalement de
l’absence de conditions de froid extrême et d’une réduction des
temps d’arrêt imprévus à Kearl grâce au déploiement réussi de la
stratégie hivernale.
Redevances : La diminution des redevances est principalement
attribuable au fléchissement des prix des matières premières.
Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 150
millions de dollars, lesquels ont été partiellement compensés par
des frais d’exploitation plus élevés d’environ 80 millions de
dollars.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Premier trimestre
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2023
2022
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
75,98
95,01
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
51,42
80,46
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
24,56
14,55
Bitume (le baril)
50,33
89,36
Pétrole brut synthétique (le baril)
102,45
117,24
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,74
0,79
Production
Premier trimestre
en milliers de barils par jour
2023
2022
Kearl (part de L’Impériale)
184
132
Cold Lake
141
140
Syncrude (a)
76
77
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
259
186
(a) Au premier trimestre de 2023, la
production brute de Syncrude comprenait environ 2 milliers de
barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 2 milliers
de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de
l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
La hausse de la production à Kearl découle principalement de
l’absence de conditions de froid extrême et d’une réduction des
temps d’arrêt imprévus grâce au déploiement réussi de la stratégie
hivernale.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
389
370
111
870
Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une
amélioration de la conjoncture.
Autres : Amélioration des volumes d’environ 90 millions de
dollars et des effets de change favorables d’environ 80 millions de
dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Premier trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2023
2022
Débit des raffineries
417
399
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
96
93
Ventes de produits pétroliers
455
447
L’amélioration du débit des raffineries au premier trimestre de
2023 est principalement attribuable à la diminution des activités
d’entretien systématique.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
56
—
(3)
53
Comptes non sectoriels et autres
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(5)
(54)
Situation de trésorerie et sources de financement
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
(821)
1 914
Activités d’investissement
(414)
(279)
Activités de financement
(271)
(639)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
(1 506)
996
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
2 243
3 149
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement les effets défavorables du fonds de
roulement, incluant un versement de rattrapage de l’impôt sur le
revenu de 2,1 milliards de dollars et la baisse des prix obtenus
dans le secteur Amont, partiellement compensés par les marges plus
élevées dans le secteur Aval.
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 :
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Dividendes versés
266
185
Dividende par action versé (en
dollars)
0,44
0,27
Rachats d’actions (a)
—
449
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
—
8,9
La compagnie n’a pas acheté d’actions au
cours de premier trimestre de 2023. Au cours du premier trimestre
de 2022, les rachats d’actions ont été effectués dans le cadre du
programme d’offre publique de rachat dans
le cours normal des activités de la
compagnie et couvraient les actions rachetées à Exxon Mobil
Corporation,
mais hors de l’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des
situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les
objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires
sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les
plans futurs de réduction des émissions en vue d’atteindre la
carboneutralité dépendent de facteurs liés au marché futur tels que
les progrès technologiques et l’appui en matière de politiques, et
représentent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs
peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant
certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose,
planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable,
peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes
futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport
comprennent notamment des références à la poursuite de
l’optimisation de la production pour répondre à la demande de
carburant au Canada; l’impact de l’installation de transport du
pétrole par voie ferrée de Dartmouth sur l’utilisation et la marge
globale de captage du carbone; le complexe de diesel renouvelable
de la compagnie à Strathcona, incluant le coût du projet, son
incidence sur le cheminement de la compagnie vers la
carboneutralité et sur l’aide apportée aux clients en vue de
réduire leurs émissions; le calendrier de mise en service de
l’unité de gaz de combustion de chaudière à Kearl et les
projections concernant les réductions des émissions; les progrès en
ce qui concerne le réseau de captage, d’utilisation et de stockage
du carbone de l’Alliance nouvelles voies, y compris l’échéancier et
l’évaluation de l’emplacement de stockage; la capacité de générer
un flux de trésorerie disponible robuste dans un large éventail de
conditions commerciales; le maintien de l’engagement à distribuer
l’excédent de trésorerie aux actionnaires; et les activités menées
à Kearl en ce a trait aux eaux d’infiltration, y compris les
effectifs et l’engagement continu envers les communautés, les
agents et les ministères gouvernementaux chargés de la
réglementation.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles
de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses
émises 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, mais sans s’y limiter, le diesel renouvelable de
Strathcona, le captage, l’utilisation et le stockage du carbone
notamment en lien avec l’hydrogène requis pour le projet de diesel
renouvelable, et tout changement dans la portée, les modalités et
les coûts de ces projets; pour le diesel renouvelable, la
disponibilité et le coût des charges d’alimentation obtenues de
sources et de cultures locales et la fourniture de diesel
renouvelable à la Colombie-Britannique dans le cadre de sa
législation sur les carburants à faibles émissions de carbone; le
volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les
conséquences des carburants à faibles émissions de carbone; l’appui
des responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui
concerne les nouvelles technologies comme le captage, l’utilisation
et le stockage du carbone; le rendement des tiers fournisseurs de
services; la réception des approbations réglementaires en temps
voulu; le taux d’utilisation de la capacité de raffinage; les lois
applicables et les politiques gouvernementales applicables, y
compris relativement aux changements climatiques, aux réductions
des émissions de GES et aux carburants à faibles émissions de
carbone; la capacité à compenser toute pression inflationniste en
cours ; l’allocation du capital, y compris les gains réalisés par
les actionnaires, et les dépenses en capital et liées à
l’environnement; l’évolution de la pandémie de la 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 compagnie à atteindre
ses objectifs de réduction des émissions; les résultats des
programmes de recherche et des nouvelles technologies, ainsi que la
capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle
commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources
d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des
émissions; l’absence de soutien par les gouvernements et les
responsables des politiques pour l’adoption de nouvelles
technologies de réduction des émissions; les événements politiques
ou réglementaires, y compris les changements législatifs ou les
modifications des politiques gouvernementales, la réglementation
environnementale, dont la réglementation portant sur les
changements climatiques et les émissions de gaz à effet de serre,
ainsi que les mesures prises en réponse à la COVID-19; les
difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et
les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les
délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers
fournisseurs de services; les risques environnementaux inhérents
aux activités d’exploration et de production pétrolières et
gazières; l’efficacité de la gestion et la préparation pour une
intervention en cas de sinistre, 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 prospectifs ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières et parfois exclusifs à la Compagnie Pétrolière Impériale
Limitée. Les résultats réels de L’Impériale peuvent être
sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas
s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier
une mise à jour des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf
si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres déclarations concernant les
initiatives et les aspirations environnementales, sociales et en
matière de durabilité de L’Impériale ne sont pas une indication que
ces énoncés sont forcément importants pour les investisseurs ou
qu’ils doivent être communiqués dans les documents de la compagnie
déposés auprès des autorités de réglementation. De plus, les
énoncés environnementaux, sociaux et en matière de durabilité
historiques, actuels et prospectifs peuvent être basés sur des
normes de mesure des progrès qui sont encore en voie de
développement, sur des contrôles et des processus internes qui
continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui pourraient changer
dans l’avenir, y compris l’élaboration d’un nouveau règlement. Les
projets ou débouchés individuels peuvent progresser en fonction
d’un certain nombre de facteurs, notamment la disponibilité d’une
politique de soutien, la technologie permettant une réduction
rentable, le processus de planification de la compagnie et
l’alignement avec nos partenaires et autres parties prenantes.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
L’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué
peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Annexe I
Trois mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
12 121
12 686
Total des dépenses
10 476
11 152
Bénéfice (perte) avant impôts
1 645
1 534
Impôts sur le bénéfice
397
361
Bénéfice (perte) net
1 248
1 173
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
2,14
1,75
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,13
1,75
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
8
16
Total de l’actif au 31 mars
42 115
43 810
Total de la dette au 31 mars
4 149
5 171
Capitaux propres au 31 mars
23 435
22 276
Capital utilisé au 31 mars
27 610
27 471
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
257
228
Par action ordinaire (en dollars)
0,44
0,34
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 31 mars
584,2
669,1
Moyenne – compte tenu d’une dilution
585,4
671,9
Annexe II
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
2 243
3 149
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 248
1 173
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
490
426
(Gain) perte à la vente d’actifs
(9)
(20)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
(56)
(331)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(2 375)
695
Autres postes – montant net
(119)
(29)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
(821)
1 914
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(429)
(304)
Produits de la vente d’actifs
14
24
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
1
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(414)
(279)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(271)
(639)
Annexe III
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
330
782
Secteur Aval
870
389
Produits chimiques
53
56
Comptes non sectoriels et autres
(5)
(54)
Bénéfice (perte) net
1 248
1 173
Produits et autres revenus
Secteur Amont
3 700
4 534
Secteur Aval
13 482
14 045
Produits chimiques
433
471
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(5 494)
(6 364)
Produits et autres revenus
12 121
12 686
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 543
1 890
Secteur Aval
11 196
12 512
Produits chimiques
274
315
Éliminations
(5 535)
(6 367)
Achats de pétrole brut et de produits
7 478
8 350
Production et fabrication
Secteur Amont
1 287
1 249
Secteur Aval
411
356
Produits chimiques
58
54
Éliminations
—
—
Production et fabrication
1 756
1 659
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
Secteur Aval
157
147
Produits chimiques
26
23
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
3
55
Frais de vente et frais généraux
186
225
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
321
222
Secteur Aval
74
68
Produits chimiques
4
1
Comptes non sectoriels et autres
30
5
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
429
296
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
1
2
Annexe IV
Données d’exploitation
Trois mois
2023
2022
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
184
132
Cold Lake
141
140
Syncrude (a)
76
77
Classique
5
11
Total de la production de pétrole brut
406
360
LGN mis en vente
—
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
406
362
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
40
110
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
413
380
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
171
123
Cold Lake
118
107
Syncrude (a)
70
59
Classique
5
11
Total de la production de pétrole brut
364
300
LGN mis en vente
—
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
364
301
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
37
107
Production nette d’équivalent
pétrole (b)
370
319
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
261
189
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
190
187
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour)
—
1
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
50,33
89,36
Pétrole brut synthétique (le baril)
102,45
117,24
Pétrole brut classique (le baril)
65,02
98,38
LGN (le baril)
—
59,27
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
3,05
5,08
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
417
399
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
96
93
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
213
209
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
183
173
Huiles lubrifiantes et autres produits
42
48
Mazout lourd
17
17
Ventes nettes de produits pétroliers
455
447
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
218
210
(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
2
Production nette de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
2
2
(b) Gaz converti en équivalent pétrole à
raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – résultat dilué (a)
en millions de dollars
canadiens
dollars canadiens
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Troisième trimestre
424
0,56
Quatrième trimestre
271
0,36
Exercice
2 200
2,88
2020
Premier trimestre
(188)
(0,25)
Deuxième trimestre
(526)
(0,72)
Troisième trimestre
3
—
Quatrième trimestre
(1 146)
(1,56)
Exercice
(1 857)
(2,53)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
Troisième trimestre
2 031
3,24
Quatrième trimestre
1 727
2,86
Exercice
7 340
11,44
2023
Premier trimestre
1 248
2,13
(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 de l’élément 10(e) du
règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du
Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures
financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières
des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux
PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que
d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis.
Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres
mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées
selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par
conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement
comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne
devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux
PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation,
hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le
fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme
aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant
des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du
passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés
aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des
flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière
la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. La direction croit qu’il est utile pour les
investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le
rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les
périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau
des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de
roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif
d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état
consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe
II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie
au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit
de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie
générés par les activités d’exploitation et de vente d’actifs à la
rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la
compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
(821)
1 914
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(2 375)
695
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 554
1 219
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
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
(821)
1 914
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(429)
(304)
Produits de la vente d’actifs
14
24
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
1
Flux de trésorerie disponible
(1 235)
1 635
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
Aucun élément n’a été identifié aux premiers trimestres de 2023
et 2022.
Coûts d’exploitation (coûts financiers)
Les coûts d’exploitation sont une mesure financière non conforme
aux PCGR qui correspond au total des dépenses, déduction faite des
achats de pétrole brut et de produits, des taxes d’accise fédérales
et des frais de carburant, du financement, et des coûts de type
hors trésorerie dont la dépréciation et l’épuisement, ainsi que la
retraite non liée aux services et les avantages postérieurs au
départ à la retraite. Les composants des coûts d’exploitation
comprennent ce qui suit : « Production et fabrication », « Frais de
vente et frais généraux », et « Exploration », dans l’état
consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés à
l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état
des résultats sert d’indication des coûts d’exploitation et ne
représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Le « Total
des dépenses » figurant dans l’état consolidé des résultats de la
compagnie constitue la mesure financière la plus directement
comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette
mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts
de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion
disciplinée des dépenses.
Rapprochement des coûts d’exploitation
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Total des dépenses
10 476
11 152
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
7 478
8 350
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
529
479
Dépréciation et épuisement
490
426
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
20
4
Financement
16
7
Total des coûts d’exploitation
1 943
1 886
Composants des coûts d’exploitation
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 756
1 659
Frais de vente et frais généraux
186
225
Exploration
1
2
Coûts d’exploitation
1 943
1 886
Contributions des segments au total des coûts
d’exploitation
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Secteur Amont
1 288
1 251
Secteur Aval
568
503
Produits chimiques
84
77
Éliminations/Comptes non sectoriels
3
55
Coûts d’exploitation
1 943
1 886
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
Trois mois
2023
2022
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 287
558
302
399
1 249
521
322
348
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
1
—
—
—
2
—
—
—
Coûts d’exploitation
1 288
558
302
399
1 251
521
322
348
Production brute d’équivalent pétrole
413
184
141
76
380
132
140
77
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
34,65
33,70
23,80
58,33
36,58
43,86
25,56
50,22
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
25,64
24,94
17,61
43,16
28,90
34,65
20,19
39,67
2023 0,74 dollar américain; 2022 0,79
dollar américain
(a) Le secteur Amont comprend la part de
L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.
Après plus d’un siècle d’existence, L’Impériale
demeure un acteur majeur dans la promotion de la technologie et de
l’innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques
du Canada de façon responsable. Principal raffineur de produits
pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut,
producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la
distribution de carburant à l’échelle du pays, notre entreprise
continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce,
dans tous les secteurs d’activité.
Source: Imperial
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Investor relations (587) 476-4743
Media relations (587) 476-7010
Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Mar 2024 à Avr 2024
Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Avr 2023 à Avr 2024
