• Bénéfice net trimestriel de 1 601 millions de dollars et flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 2 359 millions de dollars
  • Production du secteur Amont de 423 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
  • Production trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée à Kearl, avec une production brute totale de 295 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils)
  • Solides résultats opérationnels du secteur Aval, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 96 %
  • Parachèvement accéléré, en octobre, du programme d’offre publique de rachat d’actions dans le cours normal des activités, versant plus de 2,3 milliards de dollars au total aux actionnaires dans l’ensemble du programme
  • Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique de rachat dans le but de racheter jusqu’à 1,5 milliard de dollars de ses actions ordinaires
  • Déclaration d’un dividende de 50 cents par action au quatrième trimestre
  • Publication du rapport annuel Avancement des solutions climatiques, qui fait état des progrès accomplis et de l’engagement continu de la compagnie en vue de la réduction des émissions de gaz à effet de serre

L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

2023

2022

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

1 601

2 031

(430)

3 524

5 613

(2 089)

Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)

2,76

3,24

(0,48)

6,04

8,58

(2,54)

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

387

392

(5)

1 309

1 002

+307

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au troisième trimestre de 1 601 millions de dollars, en hausse par rapport à un bénéfice net de 675 millions de dollars au deuxième trimestre de 2023, attribuable au solide rendement opérationnel et aux prix plus élevés des matières premières. Les flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 2 359 millions de dollars, en hausse comparativement aux 885 millions de dollars au deuxième trimestre de 2023.

« Les solides résultats financiers de L’Impériale au troisième trimestre sont mis en évidence par la production trimestrielle record au site de Kearl et par des taux d’utilisation élevés soutenus dans l’ensemble de notre réseau de raffinage », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « Alors que nous nous apprêtons à terminer l’année 2023, nous demeurons concentrés sur l’optimisation de la valeur de nos actifs existants, l’avancement de certaines occasions de croissance, la poursuite de la réduction de l’intensité carbonique de nos activités et la distribution de l’excédent de trésorerie aux actionnaires. »

La production du secteur Amont au troisième trimestre s’est élevée en moyenne à 423 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 295 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils), soit la production trimestrielle la plus élevée de l’histoire de l’actif; un nouveau record de production en un mois a aussi été établi en septembre avec une production de 322 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 228 000 barils). En août, Kearl a mené à bien son programme pluriannuel portant sur la conversion de ses 81 camions de transport en exploitation autonome. L’Impériale est maintenant l’un des plus importants exploitants autonomes de parc de mine au monde et continue de réaliser des améliorations de productivité tout en réduisant les coûts et en améliorant la sécurité opérationnelle. À Cold Lake, la production trimestrielle brute s’est établie en moyenne à 128 000 barils par jour, attribuable au calendrier des cycles de vapeur et aux activités d’entretien planifiées. Dans le cadre du délai d’exécution, les raccordements de l’équipement clé pour la phase 1 du projet de Grand Rapids ont été terminés avec succès. Le projet est presque terminé et est sur la bonne voie pour un démarrage accéléré d’ici la fin de 2023. Lorsqu’il sera entièrement opérationnel, le projet devrait atteindre une production moyenne plus élevée s’établissant à 15 000 barils par jour grâce à la technologie de séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV).

Dans le secteur Aval, le débit au cours du trimestre s’est élevé en moyenne à 416 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 96 pour cent, reflétant entre autres l’incidence des activités d’entretien planifiées à la raffinerie et à l’usine de produits chimiques au site de Sarnia de la compagnie. Les activités d’entretien ont commencé en septembre et progressent conformément aux plans. Les ventes de produits pétroliers au cours du trimestre étaient de 478 000 barils par jour, la valeur accrue étant attribuable aux fortes marges sur le carburant.

Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué aux actionnaires 292 millions de dollars sous forme de dividendes versés et 1 342 millions de dollars grâce aux rachats d’actions accélérés dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie. La compagnie a mené à bien le programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités en octobre, avec 958 millions de dollars de plus en rachats d’actions.

« Le solide rendement opérationnel de notre compagnie et notre portefeuille d’investissements rentables de capitaux continuent de générer une valeur substantielle pour nos actionnaires », a déclaré M. Corson. « En date du mois d’octobre cette année, la compagnie a distribué plus de 3,4 milliards de dollars aux actionnaires, et je suis heureux d’annoncer notre intention de lancer une importante offre publique de rachat d’actions dans le cours normal des activités afin de verser 1,5 milliard de dollars de plus aux actionnaires au cours du quatrième trimestre de 2023. »

Tout au long du trimestre, L’Impériale a continué de faire avancer des projets clés en appui de ses objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre, dont la mise en service de la dernière unité de gaz de combustion de chaudière à Kearl, la poursuite de la construction du complexe de diesel renouvelable à Strathcona et l’achèvement réussi d’un essai de cotraitement à la raffinerie de Strathcona. En septembre, L’Impériale a publié son rapport annuel Avancement des solutions climatiques, qui fait état des progrès accomplis et de l’engagement continu de la compagnie en vue de la réduction des émissions de gaz à effet de serre.

« La compagnie a travaillé avec diligence à l’élaboration de feuilles de route et de plans d’affaires de réduction des émissions afin de réduire l’intensité carbonique des émissions de gaz à effet de serre dans ses activités d’exploitation et de fournir à ses clients des solutions à faibles émissions sur l’ensemble du cycle de vie », a déclaré M. Corson. « À mesure que nous allons de l’avant, je me réjouis des possibilités de faire progresser les technologies de prochaine génération ainsi que le projet de captage du carbone dans le cadre de l’Alliance en appui d’un avenir carboneutre. »

Faits saillants du troisième trimestre

  • Le bénéfice net s’est élevé à 1 601 millions de dollars, soit 2,76 dollars par action sur une base diluée, comparativement à 2 031 millions de dollars ou 3,24 dollars par action au troisième trimestre de 2022. Le bénéfice net excluant les articles identifiés1 était de 1 601 millions de dollars au troisième trimestre de 2023, comparativement à 1 823 millions de dollars pour la même période en 2022. La baisse du bénéfice net est principalement attribuable à la baisse des prix des matières premières.
  • Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 2 359 millions de dollars, comparativement à des flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 3 089 millions de dollars pour la même période en 2022. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation, hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 1 946 millions de dollars, comparativement à 2 543 millions de dollars pour la même période en 2022.
  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 387 millions de dollars, en baisse comparativement aux 392 millions de dollars au troisième trimestre de 2022.
  • La compagnie a distribué 1 634 millions de dollars aux actionnaires au troisième trimestre de 2023, dont 292 millions de dollars sous forme de dividendes versés et 1 342 millions de dollars en rachats d’actions accélérés. Après la fin du troisième trimestre, la compagnie a mené à bien le programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, avec 958 millions de dollars de plus en rachats d’actions.
  • Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique de rachat dans le but de racheter jusqu’à 1,5 milliard de dollars de ses actions ordinaires. La compagnie prévoit que les modalités et les prix seront déterminés et que l’offre commencera au cours des deux prochaines semaines.
  • La production s’est établie en moyenne à 423 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, comparativement aux 430 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour à la même période en 2022. Après rajustement pour tenir compte de la vente de XTO Energy Canada, conclue au troisième trimestre de 2022, la production a augmenté d’environ 5 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour.
  • La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 295 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils), soit la production trimestrielle la plus élevée de l’histoire de l’actif, en hausse par rapport aux 271 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 193 000 barils) au cours du troisième trimestre de 2022. Un nouveau record de production en un mois a aussi été établi en septembre avec une production de 322 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 228 000 barils).
  • Achèvement de la conversion des derniers camions de transport à Kearl en une exploitation autonome. Avec 81 camions de transport autonomes maintenant en service, L’Impériale est l’une des plus importantes exploitations autonomes de camions de mine au monde. La compagnie s’attend à des améliorations significatives quant à la productivité des camions et à la sécurité de la main-d’œuvre tout en réduisant les coûts de fonctionnement.
  • Mise en service réussie de la dernière unité de gaz de combustion de chaudière à Kearl. Cette technologie permet de récupérer la chaleur résiduelle des gaz de combustion émanant d’une chaudière afin de préchauffer l’eau de procédé, et les six unités ont le potentiel de réduire les émissions de gaz à effet de serre de jusqu’à 220 000 tonnes par année.
  • Surveillance et évaluation continues du système d’interception des eaux de filtration à Kearl, incluant des travaux de délimitation additionnels dans la région pour déterminer si d’autres mesures d’atténuation seront requises. L’Impériale continue de mobiliser les communautés autochtones locales et offre des visites de sites et l’accès aux sites pour des tests indépendants. À ce jour, il n’y a aucune indication de répercussions sur les poissons et la faune ni de risques relatifs à l’eau potable pour les collectivités locales.
  • La production brute totale de bitume au site de Cold Lake s’est établie en moyenne à 128 000 barils par jour, comparativement aux 150 000 barils par jour au troisième trimestre de 2022. La production au troisième trimestre est attribuable au calendrier des cycles de vapeur et aux activités d’entretien planifiées.
  • Parachèvement des raccordements de l’équipement essentiel pour la phase 1 du projet Grand Rapids (PGR1) conjointement aux activités d’entretien planifiées à Cold Lake au cours du troisième trimestre. Le PGR1 sera le premier projet de SGSIV dans l’industrie et on s’attend à ce qu’il réduise l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de jusqu’à 40 %, comparativement à la technologie existante de simulation cyclique par la vapeur d’eau. Le projet est presque terminé et est sur la bonne voie pour atteindre la mise en marche accélérée par injection de vapeur prévue avant la fin de 2023.
  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 75 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 62 000 barils par jour du troisième trimestre de 2022, principalement attribuable aux activités d’entretien planifiées.
  • Le débit moyen des raffineries a été de 416 000 barils par jour, comparativement aux 426 000 barils par jour au troisième trimestre de 2022. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 96 pour cent, en baisse par rapport à 100 pour cent au troisième trimestre de 2022. Les résultats du troisième trimestre 2023 reflètent l’incidence des activités d’entretien planifiées à Sarnia, qui ont débuté en septembre et qui progressent conformément aux plans.
  • Les ventes de produits pétroliers étaient de 478 000 barils par jour, comparativement aux 484 000 barils par jour au troisième trimestre de 2022.
  • Achèvement réussi de l’essai de cotraitement à la raffinerie de Strathcona. Les essais sont maintenant terminés dans toutes les raffineries de la compagnie. Cette technologie a le potentiel de réduire l’intensité de carbone des carburants et des produits du plastique par le cotraitement d’huile végétale et d’éthanol parallèlement à des charges d’alimentation classiques.
  • Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 23 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 54 millions de dollars au troisième trimestre de 2022. La baisse du bénéfice net est principalement attribuable à l’incidence des activités d’entretien planifiées.
  • Publication du rapport annuel Avancement de solutions climatiques décrivant les progrès réalisés et l’engagement continu de la compagnie en vue de la réduction des émissions de GES. L’Impériale s’est engagée à fournir des solutions énergétiques d’une manière qui protège les gens, l’environnement et les communautés dans lesquelles elle exerce ses activités, y compris l’atténuation des risques liés aux changements climatiques.
  • Création d’une organisation de Solutions à faible émission de carbone, axée sur l’exploitation de nos capacités uniques d’introduire sur le marché des technologies à faibles émissions comme les carburants renouvelables et le captage et l’entreposage du carbone, aidant ainsi les clients à atteindre leurs objectifs en matière de durabilité.
  • Célébration de 20 ans de soutien apporté à Indspire, une organisation qui investit dans l’éducation des peuples des Premières Nations, des Inuits et des Métis au Canada. Grâce à ce soutien, Indspire a remis des bourses d’études à plus de 500 élèves autochtones.

 

 

1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.

Contexte commercial récent

Au cours du premier trimestre 2023, le prix du brut a baissé en raison de l’augmentation des stocks sur le marché mondial du pétrole, et le prix du brut est demeuré relativement inchangé au cours du deuxième trimestre. Au troisième trimestre, les prix du pétrole brut ont augmenté, car la demande était supérieure à l’offre après que l’OPEP et les producteurs de pétrole aient réduit davantage la production de pétrole. En outre, au Canada, le différentiel WTI/WCS canadien a continué de se rétablir au troisième trimestre, mais est demeuré plus faible qu’en 2022 sur une base annuelle. De même, les marges de raffinage ont diminué en 2023, mais sont toujours inférieures au niveau de 2022 sur une base annuelle.

Résultats d’exploitation Comparaison des troisièmes trimestres de 2023 et 2022

 

Troisième trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

1 601

2 031

Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)

2,76

3,24

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1

1 601

1 823

Les résultats du troisième trimestre de l’année précédente comprennent les éléments favorables identifiés1 de 208 millions de dollars liés au gain de la société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.

Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens

2022

Prix

Volumes

Redevance

Éléments

Identifiés1

Autres

2023

986

(10)

20

20

(208)

220

1 028

Prix : Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont baissé de 11,82 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 4,47 $ le baril. La hausse des prix obtenus pour le bitume est principalement due au rétrécissement du différentiel WTI/WCS et est partiellement contrebalancée par la baisse des prix du marché.

Volumes : Les volumes plus élevés sont principalement attribuables à la hausse du taux d’utilisation de la capacité de l’installation et de la productivité de l’équipement minier à Kearl et au calendrier annuel des activités d’entretien planifiées et de leur durée à Syncrude, partiellement contrebalancés par le calendrier des cycles de vapeur et les activités d’entretien planifiées à Cold Lake.

Éléments identifiés1 : Les résultats du troisième trimestre de l’année précédente comprennent les éléments favorables identifiés1 liés au gain de la société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.

Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles d’environ 160 millions de dollars et des effets de change favorables d’environ 80 millions de dollars.

 

 

1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

 

Troisième trimestre

En dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

82,32

91,43

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

69,39

71,53

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

12,93

19,90

Bitume (le baril)

86,05

81,58

Pétrole brut synthétique (le baril)

112,98

124,80

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,75

0,77

Production

 

Troisième trimestre

en milliers de barils par jour

2023

2022

Kearl (part de L’Impériale)

209

193

Cold Lake

128

150

Syncrude (a)

75

62

 

 

 

Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)

295

271

(a)

Au troisième trimestre de 2023, la production brute de Syncrude comprenait environ 0 milliers de barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 7 milliers de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion.

La hausse de la production à Kearl est principalement attribuable à l’augmentation du taux d’utilisation de la capacité de l’installation et de la productivité de l’équipement minier.

La baisse de la production à Cold Lake est principalement attribuable au calendrier des cycles de vapeur et aux activités d’entretien planifiées.

La hausse de la production à Syncrude découle principalement du calendrier et de la durée des activités d’entretien annuel.

Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens

2022

Marges

Autres

2023

1 012

(440)

14

586

Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des conditions du marché.

Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 50 millions de dollars, partiellement contrebalancés par des effets des activités d’entretien planifiées d’environ 50 millions de dollars, reflétant les activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Sarnia.

Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers

 

Troisième trimestre

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2023

2022

Débit des raffineries

416

426

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

96

100

Ventes de produits pétroliers

478

484

La diminution du débit des raffineries au troisième trimestre de 2023 reflète l’impact des activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Sarnia.

Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens

2022

Marges

Autres

2023

54

(20)

(11)

23

Comptes non sectoriels et autres

 

Troisième trimestre

en millions de dollars canadiens

2023

2022

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

(36)

(21)

Situation de trésorerie et sources de financement

 

Troisième trimestre

en millions de dollars canadiens

2023

2022

Flux de trésorerie liés aux :

 

 

Activités d’exploitation

2 359

3 089

Activités d’investissement

(380)

364

Activités de financement

(1 639)

(2 744)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

340

709

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

2 716

3 576

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement la baisse des marges dans le secteur Aval.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement l’absence du produit de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.

Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement :

 

Troisième trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

Dividendes versés

292

227

Dividende par action versé (en dollars)

0,50

0,34

Rachats d’actions (a)

1 342

1 512

Nombre d’actions achetées (en millions) (a)

17,5

25,2

(a)

Les rachats d’actions sont effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie et couvrent les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation, mais hors de l’offre publique de rachat.

Comparaison des neuf premiers mois de 2023 et 2022

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

3 524

5 613

Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)

6,04

8,58

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1

3 524

5 405

Les résultats de l’année précédente comprennent les éléments favorables identifiés1 de 208 millions de dollars liés au gain de la société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.

Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens

2022

Prix

Volumes

Redevance

Éléments

Identifiés1

Autres

2023

3 114

(2 370)

(120)

670

(208)

656

1 742

Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est principalement due à la baisse des prix du marché et à l’élargissement du différentiel WTI/WCS. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 25,31 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WCS, et les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont baissé de 23,87 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier des cycles de vapeur à Cold Lake et à l’absence de la production liée à XTO Energy Canada, partiellement compensée par une fiabilité accrue et l’absence de conditions de froid extrême à Kearl.

Redevances : La baisse des redevances était principalement attribuable au fléchissement des prix des matières premières.

Éléments identifiés1 : Les résultats de l’année précédente comprennent les éléments favorables identifiés1 liés au gain de la société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.

Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 400 millions de dollars et des frais d’exploitation plus faibles d’environ 220 millions de dollars attribuables essentiellement à la baisse des prix de l’énergie.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

 

Neuf mois

En dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

77,29

98,25

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

59,67

82,60

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

17,62

15,65

Bitume (le baril)

68,70

94,01

Pétrole brut synthétique (le baril)

105,65

129,52

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,74

0,78

 

 

1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.

Production

 

Neuf mois

en milliers de barils par jour

2023

2022

Kearl (part de L’Impériale)

182

162

Cold Lake

134

145

Syncrude (a)

72

74

 

 

 

Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)

257

228

(a)

En 2023, la production brute de Syncrude comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 4 milliers de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.

La hausse de la production à Kearl est principalement attribuable à une fiabilité accrue consécutivement au déploiement réussi de la stratégie d’aménagement hivernal, à l’absence de conditions de froid extrême, à la hausse du taux d’utilisation de la capacité de l’installation et à la productivité de l’équipement minier.

La baisse de la production à Cold Lake est principalement attribuable au calendrier des cycles de vapeur.

Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens

2022

Marges

Autres

2023

2 434

(840)

112

1 706

Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des conditions du marché.

Autres : Effets de change favorables d’environ 240 millions de dollars et volumes accrus d’environ 140 millions de dollars, partiellement compensés par les effets plus élevés des activités d’entretien d’environ 300 millions de dollars, reflétant les activités d’entretien planifiées aux raffineries de Strathcona et de Sarnia.

Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers

 

Neuf mois

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2023

2022

Débit des raffineries

407

413

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

94

96

Ventes de produits pétroliers

469

471

Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens

2022

Marges

Autres

2023

163

(20)

4

147

Comptes non sectoriels et autres

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

(71)

(98)

Situation de trésorerie et sources de financement

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

Flux de trésorerie liés aux :

 

 

Activités d’exploitation

2 423

7 685

Activités d’investissement

(1 283)

(145)

Activités de financement

(2 173)

(6 117)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

(1 033)

1 423

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement les effets défavorables du fonds de roulement, y compris une charge d’impôt « de rattrapage » de 2,1 milliards de dollars ainsi que la baisse des prix obtenus dans le secteur Amont et des marges du secteur Aval.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement l’absence du produit de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada et la hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement :

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

Dividendes versés

815

640

Dividende par action versé (en dollars)

1,38

0,95

Rachats d’actions (a)

1 342

4 461

Nombre d’actions achetées (millions) (a)

17,5

66,6

(a)

Les rachats d’actions ont été effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie. Au cours du deuxième trimestre de 2022, les rachats d’actions ont été effectués dans le cadre de l’importante offre publique de rachat de la compagnie en vigueur du 6 mai 2022 au 10 juin 2022. Cela comprend le rachat d’actions à Exxon Mobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et par dépôt proportionnel dans le cadre de l’importante offre publique de rachat de la compagnie.

Le 27 juin 2023, la compagnie a annoncé dans un communiqué de presse qu’elle avait reçu l’approbation finale de la Bourse de Toronto pour une nouvelle offre publique de rachat dans le cours normal des activités et qu’elle poursuivra son programme de rachat d’actions existant. Le programme a permis à la société d’acheter jusqu’à un maximum de 29 207 635 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin 2023 au 28 juin 2024. Ce nombre maximum d’actions comprenait les rachats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation, mais hors de l’offre publique de rachat. Comme dans le passé, la société Exxon Mobil Corporation a informé la compagnie qu’elle avait l’intention de conserver la propriété d’environ 69,6 % du capital. L’Impériale a accéléré les achats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités au cours du troisième trimestre et, après la fin du troisième trimestre, le programme a été achevé le 19 octobre 2023 après que la compagnie ait racheté le nombre maximum autorisé d’actions dans le cadre du programme.

Le 27 octobre 2023, la compagnie a annoncé son intention de lancer une importante offre publique de rachat dans le cadre de laquelle elle offrira de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 1,5 milliard de dollars de ses actions ordinaires. L’importante offre publique de rachat sera réalisée par adjudication à la hollandaise modifiée, la fourchette de prix d’offre étant déterminée par la compagnie au commencement de l’offre. Les actions pourront également être remises par dépôt proportionnel, une procédure qui permettra à l’actionnaire de maintenir sa participation proportionnelle dans la compagnie. ExxonMobil a informé l’Impériale de son intention d’effectuer un dépôt proportionnel dans le cadre de l’offre afin de maintenir sa participation proportionnelle à environ 69,6 % une fois l’offre terminée. Rien dans ce rapport ne constitue une offre d’achat ni une incitation à faire une offre de vente d’actions.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Autres renseignements concernant l’offre publique d’achat

L’offre publique d’achat décrite dans cette communication (l’« offre ») n’est pas encore lancée. La présente communication n’est fournie qu’à titre d’information. Cette communication n’est pas une recommandation d’acheter ou de vendre des parts ou d’autres titres de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée, et ne constitue pas non plus une offre d’acquisition ni une sollicitation d’une offre de vente ou d’achat de parts ou d’autres titres de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée.

À la date de début de l’offre, Pétrolière Impériale Limitée déposera une offre d’achat, accompagnée d’une note d’information relative à une offre publique d’achat ainsi que d’une lettre explicative et d’un avis de livraison garantie (les « documents de l’offre ») auprès des autorités canadiennes de réglementation des valeurs mobilières et les enverra par la poste aux actionnaires de la compagnie. La compagnie déposera également une déclaration d’offre publique d’achat au moyen du formulaire TO, incluant les documents de l’offre, auprès de la United States Securities and Exchange Commission (la « SEC »). L’offre ne sera faite qu’après le dépôt des documents de l’offre auprès des autorités canadiennes de réglementation des valeurs mobilières et dans le cadre du formulaire TO. Les actionnaires devraient lire attentivement les documents de l’offre, car ils contiennent des renseignements importants, dont les diverses modalités et conditions de l’offre. Une fois l’offre lancée, les actionnaires pourront obtenir un exemplaire gratuit de la déclaration d’offre publique d’achat sur le formulaire TO, des documents de l’offre et de tout autre document que Pétrolière Impériale Limitée déposera auprès de la SEC sur son site Web www.sec.gov, auprès des autorités canadiennes de réglementation des valeurs mobilières à www.sedarplus.ca ou sur le site Web de Pétrolière Impériale Limitée à www.imperialoil.ca.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les plans futurs de réduction des émissions en vue d’atteindre la carboneutralité dépendent de facteurs liés au marché futur tels que les progrès technologiques et l’appui en matière de politiques, et représentent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport comprennent, sans toutefois s’y limiter, des références à l’intention de la compagnie de lancer une importante offre publique de rachat, incluant la taille, la structure et le calendrier aux fins de la détermination des modalités, de l’établissement des prix et de la date de début de l’offre, ainsi que l’intention d’ExxonMobil de lancer une offre proportionnelle; des références à l’engagement de longue date de la compagnie à distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires; les efforts continus de la compagnie en vue de réduire l’intensité des émissions liées à ses activités, y compris l’impact de la mise en service de la dernière unité de gaz de combustion de chaudière à Kearl et la création de l’organisation de Solutions à faible émission de carbone; le projet de diesel renouvelable à Strathcona, y compris l’échéancier, la production prévue et la réduction des émissions de gaz à effet de serre; l’impact des opérations de cotraitement dans les raffineries de la compagnie, dont la réduction de l’intensité de carbone des carburants et des produits du plastique; l’impact de la conversion des camions de transport à Kearl en une exploitation autonome, y compris en ce qui concerne la productivité, la sécurité de la main-d’œuvre et les coûts de fonctionnement; l’accroissement des activités de surveillance et d’évaluation à Kearl en ce qui a trait aux eaux d’infiltration et l’engagement avec les communautés autochtones locales; l’impact de la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, y compris la réduction de l’intensité des gaz à effet de serre et la production prévue, ainsi que la mise en service d’un tel projet; et les progrès relatifs au réseau de captage et de stockage du carbone de l’Alliance nouvelles voies.

Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses émises au moment de la déclaration. Les résultats financiers et d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la croissance de la demande et la source, l’offre et le bouquet énergétiques; les taux, la croissance et la composition de la production de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les capacités et l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs, y compris le projet de Grand Rapids Phase 1 à Cold Lake et le complexe de production de diesel renouvelable de Strathcona; en ce qui concerne les rendements pour les actionnaires, les hypothèses comme les prévisions de flux de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, la présomption que l’exemption nécessaire pour procéder au lancement d’une importante offre publique de rachat en vertu des lois applicables relatives aux valeurs mobilières soit obtenue dans les délais prévus et qu’ExxonMobil lancera une offre proportionnelle en lien avec l’offre publique de rachat; l’adoption de nouvelles installations ou technologies relatives à la réduction de l’intensité des émissions de GES, y compris notamment, mais sans s’y limiter, le diesel renouvelable de Strathcona, le captage, le cotraitement dans les raffineries, le captage et le stockage du carbone notamment en lien avec l’hydrogène requis pour le projet de diesel renouvelable, et tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces projets; le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à émissions de carbone; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût des charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales et la fourniture de diesel renouvelable à la Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les carburants à faibles émissions de carbone; l’appui des responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone; la réception des approbations réglementaires en temps voulu; le rendement des tiers fournisseurs de services; le taux d’utilisation de la capacité de raffinage; les lois applicables et les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement aux changements climatiques, aux réductions des émissions de GES et aux carburants à faibles émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression inflationniste en cours; les dépenses en capital et liées à l’environnement; ainsi que les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.

Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement et les prix et la survenance de guerres; la disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour les nouvelles technologies qui aideront la compagnie à atteindre ses objectifs de réduction des émissions et pour l’offre publique de rachat de la compagnie; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, ainsi que la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des émissions; l’absence de soutien par les gouvernements et les responsables des politiques pour l’adoption de nouvelles technologies de réduction des émissions; les événements politiques ou réglementaires, y compris les changements législatifs ou les modifications des politiques gouvernementales, la réglementation environnementale, dont la réglementation portant sur les changements climatiques, les émissions de gaz à effet de serre et les carburants à faibles émissions de carbone; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; l’efficacité de la gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre; les risques et dangers opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité, y compris la hausse du télétravail; les taux de change; la conjoncture économique générale; ainsi que d’autres facteurs abordés dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les résultats d’exploitation de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K et des rapports provisoires ultérieurs.

Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et gazières et parfois exclusifs à la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée. Les résultats réels de L’Impériale peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.

Les énoncés prospectifs et autres déclarations concernant les initiatives et les aspirations environnementales, sociales et en matière de durabilité de L’Impériale ne sont pas une indication que ces énoncés sont forcément importants pour les investisseurs ou qu’ils doivent être communiqués dans les documents de la compagnie déposés auprès des autorités de réglementation. De plus, les énoncés environnementaux, sociaux et en matière de durabilité historiques, actuels et prospectifs peuvent être basés sur des normes de mesure des progrès qui sont encore en voie de développement, sur des contrôles et des processus internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui pourraient changer dans l’avenir, y compris l’élaboration d’un nouveau règlement. Les projets ou débouchés individuels peuvent progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment la disponibilité d’une politique de soutien, la technologie permettant une réduction rentable, le processus de planification de la compagnie et l’alignement avec nos partenaires et autres parties prenantes.

Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de L’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.

 

Annexe I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

2023

2022

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

 

 

 

 

Total des produits et des autres revenus

13 920

15 224

37 860

45 217

Total des dépenses

11 820

12 719

33 231

38 012

Bénéfice (perte) avant impôts

2 100

2 505

4 629

7 205

Impôts sur le bénéfice

499

474

1 105

1 592

Bénéfice (perte) net

1 601

2 031

3 524

5 613

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)

2,77

3,25

6,05

8,60

Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)

2,76

3,24

6,04

8,58

 

 

 

 

 

Autres données financières

 

 

 

 

Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts

(2)

222

16

241

 

 

 

 

 

Total de l’actif au 30 septembre

 

 

43 586

42 986

 

 

 

 

 

Total de la dette au 30 septembre

 

 

4 138

4 160

 

 

 

 

 

Capitaux propres au 30 septembre

 

 

23 808

22 308

 

 

 

 

 

Capital utilisé au 30 septembre

 

 

27 968

26 491

 

 

 

 

 

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

 

 

 

 

Total

288

211

837

666

Par action ordinaire (en dollars)

0,50

0,34

1,44

1,02

 

 

 

 

 

Millions d’actions ordinaires en circulation

 

 

 

 

Au 30 septembre

 

 

566,7

611,5

Moyenne – compte tenu d’une dilution

579,3

626,9

583,3

654,4

 

 

 

 

 

 

Annexe II

 

 

 

 

 

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

 

 

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

2 716

3 576

2 716

3 576

 

 

 

 

 

Activités d’exploitation

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net

1 601

2 031

3 524

5 613

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

 

 

 

 

Dépréciation et épuisement

475

555

1 418

1 432

(Gain) perte à la vente d’actifs

3

(131)

(19)

(155)

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

(168)

122

(239)

(358)

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

413

546

(2 213)

1 140

Autres postes – montant net

35

(34)

(48)

13

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

2 359

3 089

2 423

7 685

 

 

 

 

 

Activités d’investissement

 

 

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(387)

(397)

(1 315)

(1 034)

Produits de la vente d’actifs

6

760

29

886

Placements supplémentaires

(6)

(6)

Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net

1

7

3

9

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

(380)

364

(1 283)

(145)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(1 639)

(2 744)

(2 173)

(6 117)

 

Annexe III

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

 

 

 

 

Secteur Amont

1 028

986

1 742

3 114

Secteur Aval

586

1 012

1 706

2 434

Produits chimiques

23

54

147

163

Comptes non sectoriels et autres

(36)

(21)

(71)

(98)

Bénéfice (perte) net

1 601

2 031

3 524

5 613

 

 

 

 

 

Produits et autres revenus

 

 

 

 

Secteur Amont

4 807

4 949

12 097

15 432

Secteur Aval

15 112

16 236

41 329

49 066

Produits chimiques

382

520

1 252

1 554

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(6 381)

(6 481)

(16 818)

(20 835)

Produits et autres revenus

13 920

15 224

37 860

45 217

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

 

 

 

 

Secteur Amont

1 852

1 937

4 827

6 184

Secteur Aval

13 061

13 686

35 390

42 459

Produits chimiques

254

354

791

1 070

Éliminations

(6 419)

(6 499)

(16 926)

(20 864)

Achats de pétrole brut et de produits

8 748

9 478

24 082

28 849

 

 

 

 

 

Production et fabrication

 

 

 

 

Secteur Amont

1 187

1 381

3 730

4 053

Secteur Aval

405

419

1 291

1 193

Produits chimiques

74

72

186

193

Éliminations

Production et fabrication

1 666

1 872

5 207

5 439

 

 

 

 

 

Frais de vente et frais généraux

 

 

 

 

Secteur Amont

Secteur Aval

177

174

494

474

Produits chimiques

21

17

69

62

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

39

18

66

89

Frais de vente et frais généraux

237

209

629

625

 

 

 

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

 

 

 

 

Secteur Amont

244

309

868

764

Secteur Aval

103

64

329

201

Produits chimiques

2

2

11

5

Comptes non sectoriels et autres

38

17

101

32

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

387

392

1 309

1 002

Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus

1

1

3

4

 

Annexe IV

 

 

 

 

 

Données d’exploitation

Troisième trimestre

Neuf mois

 

2023

2022

2023

2022

 

 

 

 

 

Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)

 

 

 

 

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

Kearl

209

193

182

162

Cold Lake

128

150

134

145

Syncrude (a)

75

62

72

74

Classique

6

9

6

9

Total de la production de pétrole brut

418

414

394

390

LGN mis en vente

1

1

Total de la production de pétrole brut et de LGN

418

415

394

391

 

 

 

 

 

Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)

30

92

32

101

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole (b)

423

430

399

408

(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

Kearl

195

175

170

148

Cold Lake

91

111

105

107

Syncrude (a)

59

51

63

58

Classique

5

8

5

9

Total de la production de pétrole brut

350

345

343

322

LGN mis en vente

1

1

Total de la production de pétrole brut et de LGN

350

346

343

323

 

 

 

 

 

Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)

30

87

32

95

 

 

 

 

 

Production nette d’équivalent pétrole (b)

355

361

348

339

(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)

279

257

250

223

Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)

166

190

176

189

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)

2

2

 

 

 

 

 

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

 

 

 

 

Bitume (le baril)

86,05

81,58

68,70

94,01

Pétrole brut synthétique (le baril)

112,98

124,80

105,65

129,52

Pétrole brut classique (le baril)

76,53

94,87

68,61

103,28

LGN (le baril)

61,61

64,85

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

2,69

5,10

2,72

5,72

 

 

 

 

 

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

416

426

407

413

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

96

100

94

96

 

 

 

 

 

Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

Essence

239

237

227

225

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

170

172

176

175

Huiles lubrifiantes et autres produits

43

49

43

49

Mazout lourd

26

26

23

22

Ventes nettes de produits pétroliers

478

484

469

471

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

212

217

650

649

(a)

La production brute et nette de Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.

Production brute de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)

7

1

4

Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)

6

1

3

(b)

Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.

 

Annexe V

 

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net par action

 

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

ordinaire – résultat dilué(a)

 

en millions de dollars canadiens

dollars canadiens

 

 

 

2019

 

 

Premier trimestre

293

0,38

Deuxième trimestre

1 212

1,57

Troisième trimestre

424

0,56

Quatrième trimestre

271

0,36

Exercice

2 200

2,88

 

 

 

2020

 

 

Premier trimestre

(188)

(0,25)

Deuxième trimestre

(526)

(0,72)

Troisième trimestre

3

Quatrième trimestre

(1 146)

(1,56)

Exercice

(1 857)

(2,53)

 

 

 

2021

 

 

Premier trimestre

392

0,53

Deuxième trimestre

366

0,50

Troisième trimestre

908

1,29

Quatrième trimestre

813

1,18

Exercice

2 479

3,48

 

 

 

2022

 

 

Premier trimestre

1 173

1,75

Deuxième trimestre

2 409

3,63

Troisième trimestre

2 031

3,24

Quatrième trimestre

1 727

2,86

Exercice

7 340

11,44

 

 

 

2023

 

 

Premier trimestre

1 248

2,13

Deuxième trimestre

675

1,15

Troisième trimestre

1 601

2,76

Exercice

3 524

6,04

(a)

Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.

Annexe VI

Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières

Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.

Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis. Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux PCGR.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction croit qu’il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la compagnie.

Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

2 359

3 089

2 423

7 685

 

 

 

 

 

Moins les variations du fonds de roulement

 

 

 

 

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

413

546

(2 213)

1 140

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement

1 946

2 543

4 636

6 545

Flux de trésorerie disponible

Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond aux flux de trésorerie issus des activités d’exploitation, moins les ajouts aux immobilisations corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le produit de la vente d’actifs. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des investissements dans l’entreprise.

Rapprochement du flux de trésorerie disponible

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

2 359

3 089

2 423

7 685

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

 

 

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(387)

(397)

(1 315)

(1 034)

Produits de la vente d’actifs

6

760

29

886

Placements supplémentaires

(6)

(6)

Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net

1

7

3

9

Flux de trésorerie disponible

1 979

3 453

1 140

7 540

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice total de la compagnie d’au moins 100 millions de dollars au cours d’un trimestre donné. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un élément identifié pour un secteur individuel dans un trimestre donné peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque l’élément touche plusieurs secteurs ou plusieurs périodes. Le « Bénéfice (perte) net » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction utilise ces chiffres pour améliorer la comparabilité des activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et retirant les événements non opérationnels importants des résultats commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte) net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier. Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.

Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

1 601

2 031

3 524

5 613

 

 

 

 

 

Moins les éléments identifiés compris dans le bénéfice (perte) net

 

 

 

 

Gain/(perte) sur la vente d’actifs

208

208

Sous-total des éléments identifiés

208

208

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

1 601

1 823

3 524

5 405

Charges d’exploitation décaissées (charges décaissées)

Les charges d’exploitation décaissées sont une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au total des dépenses, déduction faite des achats de pétrole brut et de produits, des taxes d’accise fédérales et des frais de carburant, du financement, et des coûts de type hors trésorerie dont la dépréciation et l’épuisement, ainsi que la retraite non liée aux services et les avantages postérieurs au départ à la retraite. Les composants des charges d’exploitation décaissées comprennent ce qui suit : « Production et fabrication », « Frais de vente et frais généraux », et « Exploration », dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés à l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des charges d’exploitation décaissées et ne représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Le « Total des dépenses » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.

Rapprochement des charges d’exploitation décaissées

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale

 

 

 

 

Total des dépenses

11 820

12 719

33 231

38 012

Moins :

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

8 748

9 478

24 082

28 849

Taxes d’accise fédérales et frais de carburant

654

584

1 781

1 616

Dépréciation et épuisement

475

555

1 418

1 432

Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite

20

4

60

13

Financement

19

16

51

34

Charges d’exploitation décaissées

1 904

2 082

5 839

6 068

Composants des charges d’exploitation décaissées

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale

 

 

 

 

Production et fabrication

1 666

1 872

5 207

5 439

Frais de vente et frais généraux

237

209

629

625

Exploration

1

1

3

4

Charges d’exploitation décaissées

1 904

2 082

5 839

6 068

Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées

 

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

Secteur Amont

1 188

1 382

3 733

4 057

Secteur Aval

582

593

1 785

1 667

Produits chimiques

95

89

255

255

Éliminations/Comptes non sectoriels

39

18

66

89

Charges d’exploitation décaissées

1 904

2 082

5 839

6 068

Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires)

Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculés en divisant les charges d’exploitation décaissées par la production brute totale d’équivalent pétrole et sont calculés pour le segment Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les charges d’exploitation décaissées, une mesure financière non conforme aux PCGR, sont indiqués et rapprochés ci-dessus. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur Amont. Les charges d’exploitation décaissées unitaires, comme utilisés par la direction, ne correspondent pas directement à la définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.

Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires

 

Troisième trimestre

 

2023

2022

en millions de dollars canadiens

Secteur

Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Secteur

Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Production et fabrication

1 187

520

284

345

1 381

581

299

442

Frais de vente et frais généraux

Exploration

1

1

Charges d’exploitation décaissées

1 188

520

284

345

1 382

581

299

442

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole

423

209

128

75

430

193

150

62

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)

30,53

27,04

24,12

50,00

34,93

32,72

21,67

77,49

USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre

22,90

20,28

18,09

37,50

26,90

25,19

16,69

59,67

2023 0,75 dollar américain; 2022 0,77 dollar américain

 

Neuf mois

 

2023

2022

en millions de dollars canadiens

Secteur

Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Secteur

Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Production et fabrication

3 730

1 604

868

1 156

4 053

1 680

1 017

1 170

Frais de vente et frais généraux

Exploration

3

4

Charges d’exploitation décaissées

3 733

1 604

868

1 156

4 057

1 680

1 017

1 170

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole

399

182

134

72

408

162

145

74

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)

34,27

32,28

23,73

58,81

36,42

37,99

25,69

57,92

USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel

25,36

23,89

17,56

43,52

28,41

29,63

20,04

45,18

2023 0,74 dollar américain; 2022 0,78 dollar américain

(a)

Le secteur Amont comprend la part de L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.

Après plus d’un siècle d’existence, L’Impériale demeure un acteur majeur dans la promotion de la technologie et de l’innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques du Canada de façon responsable. Principal raffineur de produits pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut, producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la distribution de carburant à l’échelle du pays, notre entreprise continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce, dans tous les secteurs d’activité.

Source: Imperial

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