• Bénéfice net trimestriel de 1 195 millions de dollars
  • Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 076 millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le fonds de roulement1 de 1 521 millions de dollars
  • Production du secteur Amont de 421 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
  • Production au premier trimestre la plus élevée jamais enregistrée à Kearl, avec une production brute totale de 277 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 196 000 barils)
  • Poursuite de l’avancement du projet Grand Rapids à Cold Lake, conformément au plan d’augmentation de la production dans les semaines à venir
  • Solides résultats opérationnels du secteur Aval, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 94 pour cent et le débit au premier trimestre le plus élevé jamais enregistré à Nanticoke
  • La marque Esso est numéro un du marché de détail au Canada en 20232
  • Dépôt des demandes réglementaires pour le projet de captage et de stockage du carbone de l’Alliance Nouvelles voies
  • Déclaration d’un dividende trimestriel de 60 cents par action

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

 

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2024

2023

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

1 195

1 248

(53)

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

2,23

2,13

+0,10

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

496

429

+67

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au premier trimestre de 1 195 millions de dollars, comparativement à un bénéfice net de 1 365 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023, reflétant une baisse saisonnière prévue de la production du secteur Amont. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 1 076 millions de dollars, comparativement à 1 311 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 1 521 millions de dollars, comparativement à 1 799 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023.

« Les résultats financiers de L’Impériale pour le premier trimestre reflètent la force de notre modèle d’affaires intégré, puisque nous avons enregistré une production record à Kearl au premier trimestre et que nous avons continué d’afficher des taux d’utilisation élevés dans l’ensemble de notre réseau de raffinage », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « En outre, nous avons fait progresser des projets clés tels que l’installation de diesel renouvelable de Strathcona et que Grand Rapids à Cold Lake, qui soutiennent à la fois l’augmentation des volumes et la réduction des émissions pour répondre aux besoins énergétiques du Canada ».

La production du secteur Amont s’est élevée en moyenne à 421 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour au premier trimestre. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 277 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 196 000 barils), soit la production la plus élevée au premier trimestre de son histoire. À Cold Lake, la production trimestrielle s’est établie en moyenne à 142 000 barils bruts par jour. La mise en service de l’injection de vapeur de la phase 1 du projet Grand Rapids s’est poursuivie tout au long du trimestre, conformément aux objectifs d’augmentation de la production au cours des prochaines semaines. Le projet devrait permettre de produire 15 000 barils bruts à plein régime et de réduire l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de 40 pour cent par rapport aux procédés à la vapeur existants.

Dans le secteur Aval, le débit au cours du trimestre s’est élevé en moyenne à 407 000 barils par jour, y compris le débit au premier trimestre le plus élevé jamais enregistré à Nanticoke, avec un taux d’utilisation global de la capacité des raffineries de 94 pour cent et des ventes de produits pétroliers de 450 000 barils par jour. D’après les données sur les parts de marché de détail publiées au premier trimestre, Esso est désormais numéro un au Canada en tant que marque autonome2, consolidant ainsi la position de numéro un occupée précédemment par les marques combinées Esso et Mobil. Tout au long du trimestre, la compagnie a poursuivi les travaux sur la plus grande installation de diesel renouvelable du Canada à sa raffinerie de Strathcona. Les activités de construction sont en cours sur un certain nombre d’unités et progressent comme prévu. Une fois achevé, ce projet devrait produire plus d’un milliard de litres de diesel renouvelable par an, issu principalement de charges d’alimentation locales, et permettre au Canada d’atteindre son objectif de carboneutralité d’ici 2050.

Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 278 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a déclaré un dividende de 60 cents par action au deuxième trimestre. « Un dividende fiable et croissant est le fondement de notre programme de rendement pour les actionnaires et, avec notre augmentation du premier trimestre, nous sommes maintenant en mesure d’assurer 30 années consécutives de croissance du dividende », a déclaré M. Corson.

En mars, les dépôts de demandes réglementaires ont commencé pour le projet de captage et de stockage du carbone de l’Alliance Nouvelles voies, notamment pour les demandes du réseau de transport. Les membres de l’Alliance Nouvelles voies ont collaboré à l’élaboration et à la préparation de ces demandes tout en discutant du projet avec les groupes autochtones, les communautés locales, les propriétaires fonciers et les gouvernements. « Les demandes réglementaires représentent un jalon important », a déclaré M. Corson. « Notre industrie a un rôle important à jouer dans la transition énergétique et L’Impériale est bien placée pour continuer à rechercher des occasions stratégiques de réduire les émissions, de procurer des avantages économiques aux communautés locales et autochtones et de créer de la valeur pour ses actionnaires. »

Faits saillants du premier trimestre

  • Le bénéfice net s’est élevé à 1 195 millions de dollars, soit 2,23 dollars par action sur une base diluée, comparativement à 1 248 millions de dollars ou 2,13 dollars par action au premier trimestre de 2023.
  • Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 1 076 millions de dollars, en hausse par rapport aux flux de trésorerie utilisés pour les activités d’exploitation de 821 millions de dollars pour le premier trimestre de 2023. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 1 521 millions de dollars, comparativement à 1 554 millions de dollars pour la même période en 2023.
  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 496 millions de dollars, une hausse comparativement aux 429 millions de dollars au premier trimestre de 2023.
  • La société a distribué 278 millions de dollars aux actionnaires au premier trimestre de 2024 sous forme de dividendes versés.
  • La production s’est établie en moyenne à 421 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, en hausse par rapport aux 413 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour à la même période en 2023.
  • La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 277 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 196 000 barils), soit la production la plus élevée au premier trimestre de l’histoire de l’actif et en hausse par rapport aux 259 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 184 000 barils) au cours du premier trimestre de 2023, cela étant attribuable principalement aux solides résultats de l’équipement minier et des installations.
  • La production brute totale de bitume au site de Cold Lake s’est établie en moyenne à 142 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 141 000 barils par jour au premier trimestre de 2023.
  • La mise en service de l’injection de vapeur du projet Grand Rapids (PGR1) s’est poursuivie, conformément aux objectifs d’augmentation de la production au cours des prochaines semaines. PGR1 sera le premier déploiement dans l’industrie de la technologie de séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV) avec adjonction de solvant. Ce projet devrait permettre de produire 15 000 barils bruts par jour à plein régime tout en réduisant l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de 40 pour cent par rapport à la technologie existante de simulation cyclique par la vapeur d’eau.
  • La quote-part de la société dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 73 000 barils par jour, comparativement à 76 000 barils par jour au premier trimestre de 2023. Les activités d’entretien planifiées de l’unité de cokéfaction de Syncrude ont commencé à la fin mars et devraient s’achever au deuxième trimestre.
  • Le débit moyen des raffineries a été de 407 000 barils par jour, y compris le débit au premier trimestre le plus élevé jamais enregistré à Nanticoke, comparativement aux 417 000 barils par jour au premier trimestre de 2023. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 94 pour cent, comparativement à 96 pour cent au premier trimestre de 2023.
  • Les ventes de produits pétroliers étaient de 450 000 barils par jour, comparativement aux 455 000 barils par jour au premier trimestre de 2023.
  • La compagnie a poursuivi les travaux sur l’installation de diesel renouvelable de Strathcona. Les activités de construction sont en cours sur un certain nombre d’unités et progressent comme prévu. Une fois achevé, ce projet devrait produire plus d’un milliard de litres de diesel renouvelable par an, issu de charges d’alimentation locales, et permettre au Canada d’atteindre son objectif de carboneutralité d’ici 2050.
  • Esso est devenue le numéro un du marché canadien en 2023 en tant que marque autonome, selon des données de parts de marché publiées au premier trimestre2. La compagnie consolide ainsi la position de numéro un du marché de détail canadien occupée précédemment par les marques combinées Esso et Mobil.
  • À la suite d’une décision proactive d’effectuer des travaux d’entretien préventif sur le pipeline de Winnipeg, l’approvisionnement régulier en carburant de la région est assuré par des réseaux de transport temporaires.
  • Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 57 millions de dollars pour le trimestre, en hausse par rapport à 53 millions de dollars au premier trimestre de 2023.
  • L’Alliance Nouvelles voies dépose des demandes réglementaires auprès de l’Alberta Energy Regulator pour un projet de captage et de stockage du carbone. Les objectifs fixés par l’Alliance Nouvelles voies visent à réduire les émissions liées à l’exploitation des sables bitumineux (portées 1 et 2) pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050. 

Contexte commercial récent

Au cours du premier trimestre de 2024, le prix du pétrole brut est resté relativement stable par rapport au quatrième trimestre 2023, les marchés continuant d’être raisonnablement équilibrés grâce à des niveaux de stocks plus élevés. Le différentiel WTI/WCS canadien a commencé à se resserrer au premier trimestre, mais est resté au même niveau que la moyenne pour l’exercice complet de 2023. Les marges de raffinage se sont améliorées au cours du premier trimestre de 2024, principalement en raison des temps d’arrêt de l’industrie et des perturbations de l’approvisionnement.

Résultats d’exploitation Comparaison des premiers trimestres de 2024 et 2023

 

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2024

2023

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

1 195

1 248

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

2,23

2,13

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

2023

Prix

Volumes

Redevance

Autres

2024

330

310

60

(120)

(22)

558

Prix : les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 16,23 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une hausse des prix et au resserrement du différentiel WTI/WCS. Les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont chuté de 8,94 $ le baril, une baisse principalement due au resserrement du différentiel synthétique/WTI.

Volumes : la hausse des volumes est principalement attribuable aux solides résultats de l’équipement minier et des installations à Kearl.

Redevances : l’augmentation des redevances est principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

 

Premier trimestre

En dollars canadiens, sauf indication contraire

2024

2023

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

76,86

75,98

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

57,50

51,42

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

19,36

24,56

Bitume (le baril)

66,56

50,33

Pétrole brut synthétique (le baril)

93,51

102,45

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,74

0,74

Production

 

Premier trimestre

en milliers de barils par jour

2024

2023

Kearl (part de L’Impériale)

196

184

Cold Lake

142

141

Syncrude (a)

73

76

 

 

 

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

277

259

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

La hausse de la production au site de Kearl est principalement attribuable aux solides résultats de l’équipement minier et des installations.

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

2023

Marges

Autres

2024

870

(190)

(49)

631

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

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

 

Premier trimestre

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2024

2023

Débit des raffineries

407

417

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

94

96

Ventes de produits pétroliers

450

455

La baisse du débit des raffineries est principalement attribuable aux activités d’entretien mineures.

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

2023

Marges

Autres

2024

53

4

57

Comptes non sectoriels et autres

 

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens

2024

2023

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

(51)

(5)

Situation de trésorerie et sources de financement

 

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens

2024

2023

Flux de trésorerie liés aux :

 

 

Activités d’exploitation

1 076

(821)

Activités d’investissement

(481)

(414)

Activités de financement

(283)

(271)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

312

(1 506)

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

1 176

2 243

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement l’absence d’effets défavorables du fonds de roulement liés à une charge d’impôt « de rattrapage » de 2,1 milliards de dollars au cours de l’exercice précédent.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une 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

2024

2023

Dividendes versés

278

266

Dividende par action versé (en dollars)

0,50

0,44

Rachats d’actions (a)

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

(a) La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours des premiers trimestres de 2024 et 2023.

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 feuilles de route ou les futurs projets liés au captage, au transport et au stockage du carbone, aux biocarburants, à l’hydrogène et à d’autres futurs projets visant à réduire les émissions et l’intensité des émissions de la compagnie, de ses sociétés affiliées et des tiers dépendent des facteurs futurs du marché, tels que les progrès technologiques continus, le soutien politique et l’adoption de nouvelles règles et l’octroi de permis en temps opportun, constituent 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 les conséquences et le calendrier de la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, y compris la production prévue et les réductions de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre, ainsi que le calendrier de l’augmentation de la production pour ce projet; le projet de diesel renouvelable Strathcona de l’entreprise, y compris le calendrier, les sources des charges d’alimentation, la production prévue et la réduction des émissions de gaz à effet de serre; d’autres références aux opérations de la société contribuant à réduire les émissions, à apporter des bienfaits économiques, à créer de la valeur pour les actionnaires et répondre aux besoins et aux ambitions énergétiques du Canada; le calendrier des activités d’entretien de l’unité de cokéfaction de Syncrude; des références au programme de rendement pour les actionnaires de la société et à la croissance potentielle future des dividendes; ainsi que les progrès et les objectifs du projet 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 demande d’énergie future, 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 société 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; l’adoption et les incidences de nouvelles installations ou technologies sur les réductions de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre, notamment le recours à des technologies comme le remplacement par des solvants du processus à vapeur à forte intensité d’énergie à Cold Lake, le diesel renouvelable à Strathcona, le captage et le stockage du carbone, y compris en relation avec l’hydrogène pour le projet de diesel renouvelable, les technologies de récupération et les projets d’efficacité, 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 et le stockage du carbone; la réception des approbations réglementaires en temps voulu, en particulier en ce qui concerne les projets de réduction des émissions à grande échelle; 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 gaz à effet de serre 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; la génération de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, telles que les dividendes et le rendement pour les actionnaires, y compris le calendrier et les montants des rachats d’actions; 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 société à atteindre ses objectifs de réduction des émissions; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, ainsi que la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des émissions; l’absence, le retard ou l’incertitude quant au soutien par les gouvernements et les responsables des politiques pour l’adoption de nouvelles technologies de réduction des émissions; la réglementation environnementale, dont les règlements concernant les changements climatiques et les gaz à effet de serre, et les changements à ces règlements; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois fiscales, y compris l’impôt sur le rachat d’actions; 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 dangers et risques opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité; les taux de change; la conjoncture économique générale, y compris l’inflation et les récessions ou les ralentissements économiques et leur durée; 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 Société Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K.

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, 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 concernant les efforts et aspirations de L’Impériale en matière environnementale, sociale et de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont importants pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos documents déposés auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et prospectifs en matière environnementale, sociale et de durabilité peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui sont susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption de nouvelles règles. 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

2024

2023

 

 

 

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

 

 

Total des produits et des autres revenus

12 283

12 121

Total des dépenses

10 711

10 476

Bénéfice (perte) avant impôts

1 572

1 645

Impôts sur le bénéfice

377

397

Bénéfice (perte) net

1 195

1 248

 

 

 

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

2,23

2,14

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

2,23

2,13

 

 

 

Autres données financières

 

 

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

2

8

 

 

 

Total de l’actif au 31 mars

42 513

42 115

 

 

 

Total de la dette au 31 mars

4 127

4 149

 

 

 

Capitaux propres au 31 mars

23 112

23 435

 

 

 

Capital utilisé au 31 mars

27 264

27 610

 

 

 

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

 

 

Total

321

257

Par action ordinaire (en dollars)

0,60

0,44

 

 

 

Millions d’actions ordinaires en circulation

 

 

Au 31 mars

535,8

584,2

Moyenne – compte tenu d’une dilution

536,9

585,4

 

Annexe II

 

 

 

 

 

 

 

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2024

2023

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

1 176

2 243

 

 

 

Activités d’exploitation

 

 

Bénéfice (perte) net

1 195

1 248

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

 

 

Dépréciation et épuisement

490

490

(Gain) perte à la vente d’actifs

(2)

(9)

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

(164)

(56)

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

(445)

(2 375)

Autres postes – montant net

2

(119)

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 076

(821)

 

 

 

 

 

 

Activités d’investissement

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(497)

(429)

Produits de la vente d’actifs

4

14

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

12

1

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

(481)

(414)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(283)

(271)

 

Annexe III

 

 

 

 

 

 

 

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2024

2023

 

 

 

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

 

 

Secteur Amont

558

330

Secteur Aval

631

870

Produits chimiques

57

53

Comptes non sectoriels et autres

(51)

(5)

Bénéfice (perte) net

1 195

1 248

 

 

 

Produits et autres revenus

 

 

Secteur Amont

4 168

3 700

Secteur Aval

13 639

13 482

Produits chimiques

419

433

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(5 943)

(5 494)

Produits et autres revenus

12 283

12 121

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

 

 

Secteur Amont

1 813

1 543

Secteur Aval

11 591

11 196

Produits chimiques

260

274

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(5 958)

(5 535)

Achats de pétrole brut et de produits

7 706

7 478

 

 

 

Production et fabrication

 

 

Secteur Amont

1 188

1 287

Secteur Aval

421

411

Produits chimiques

53

58

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

2

Production et fabrication

1 664

1 756

 

 

 

Frais de vente et frais généraux

 

 

Secteur Amont

Secteur Aval

162

157

Produits chimiques

26

26

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

58

3

Frais de vente et frais généraux

246

186

 

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

 

 

Secteur Amont

290

321

Secteur Aval

153

74

Produits chimiques

5

4

Comptes non sectoriels et autres

48

30

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

496

429

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

1

1

 

Annexe IV

 

 

 

 

 

 

Données d’exploitation

Trois mois

 

2024

2023

 

 

 

Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par jour)

 

 

Kearl

196

184

Cold Lake

142

141

Syncrude (a)

73

76

Classique

5

5

Total de la production de pétrole brut

416

406

 

 

 

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

30

40

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole (b)

421

413

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

 

 

 

 

 

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

 

 

Kearl

183

171

Cold Lake

108

118

Syncrude (a)

61

70

Classique

5

5

Total de la production de pétrole brut

357

364

 

 

 

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

30

37

 

 

 

Production nette d’équivalent pétrole (b)

362

370

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

 

 

 

 

 

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

277

261

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

190

190

 

 

 

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

 

 

Bitume (le baril)

66,56

50,33

Pétrole brut synthétique (le baril)

93,51

102,45

Pétrole brut classique (le baril)

52,21

65,02

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

0,24

3,05

 

 

 

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

407

417

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

94

96

 

 

 

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

 

 

Essence

215

213

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

170

183

Huiles lubrifiantes et autres produits

43

42

Mazout lourd

22

17

Ventes nettes de produits pétroliers

450

455

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

215

218

(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

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

2

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

Annexe V

 

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (a)

 

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

 

en millions de dollars canadiens

dollars canadiens

 

 

 

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

Quatrième trimestre

1 365

2,47

Exercice

4 889

8,49

 

 

 

2024

 

 

Premier trimestre

1 195

2,23

(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

 

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2024

2023

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

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 076

(821)

 

 

 

Moins les variations du fonds de roulement

 

 

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

(445)

(2 375)

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

1 521

1 554

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

2024

2023

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

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 076

(821)

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(497)

(429)

Produits de la vente d’actifs

4

14

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

12

1

Flux de trésorerie disponible

595

(1 235)

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

Il n’y a pas eu d’éléments identifiés aux premiers trimestres 2024 et 2023.

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

 

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2024

2023

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

 

 

Total des dépenses

10 711

10 476

Moins :

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

7 706

7 478

Taxes d’accise fédérales et frais de carburant

591

529

Dépréciation et épuisement

490

490

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

1

20

Financement

12

16

Charges d’exploitation décaissées

1 911

1 943

Composants des charges d’exploitation décaissées

 

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2024

2023

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

 

 

Production et fabrication

1 664

1 756

Frais de vente et frais généraux

246

186

Exploration

1

1

Charges d’exploitation décaissées

1 911

1 943

Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées

 

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2024

2023

Secteur Amont

1 189

1 288

Secteur Aval

583

568

Produits chimiques

79

84

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

60

3

Charges d’exploitation décaissées

1 911

1 943

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 calculées en divisant les charges d’exploitation décaissées par la production brute totale d’équivalent pétrole et sont calculées 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 indiquées et rapprochées 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 utilisées 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

 

Trois mois

 

2024

2023

en millions de dollars canadiens

Secteur Amont (a)

Kearl

Cold Lake

Syncrude

Secteur Amont (a)

Kearl

Cold Lake

Syncrude

Production et fabrication

1 188

498

309

342

1 287

558

302

399

Frais de vente et frais généraux

Exploration

1

1

Charges d’exploitation décaissées

1 189

498

309

342

1 288

558

302

399

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole

421

196

142

73

413

184

141

76

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

31,04

27,92

23,91

51,48

34,65

33,70

23,80

58,33

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

22,97

20,66

17,69

38,10

25,64

24,94

17,61

43,16

2024 0,74 dollar américain; 2023 0,74 dollar américain

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

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

2 Sur la base des données de l’enquête Kalibrate pour l’année 2023.

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

Investor Relations (587) 962-4401

Media Relations (587) 476-7010

Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Mai 2024 à Juin 2024 Plus de graphiques de la Bourse Imperial Oil
Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Juin 2023 à Juin 2024 Plus de graphiques de la Bourse Imperial Oil