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L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation du troisième trimestre 2022

October 28, 2022
  • Bénéfice net trimestriel de 2 031 millions de dollars et flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 3 089 millions de dollars
  • Production du secteur Amont de 430 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour grâce à une forte production à Kearl et à Cold Lake
  • Rendement d’exploitation solide et soutenu dans le secteur Aval avec un taux d’utilisation de la capacité de raffinage pour le trimestre de 100 %, ce qui représente le taux le plus élevé en 40 ans
  • Réduction de la dette de 1 milliard de dollars grâce au produit de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada
  • Hausse de 29 % du dividende trimestriel, qui passe de 34 cents à 44 cent par action
  • Exécution du programme accéléré d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, en octobre, ce qui a rapporté 1,9 milliards de dollars aux actionnaires
  • Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique de rachat d’un maximum de 1,5 milliards de dollars de ses actions ordinaires
  • Publication du rapport annuel sur la durabilité qui décrit les progrès et les principaux enjeux de la compagnie en matière d’environnement, de société et de gouvernance

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

 

Troisième trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

 

2021

 

 

2022

 

2021

 

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

2 031

 

908

 

+1 123

 

5 613

 

1 666

 

+3 947

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

3,24

 

1,29

 

+1,95

 

8,58

 

2,31

 

+6,27

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

392

 

277

 

+115

 

1 002

 

699

 

+303

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au troisième trimestre de 2 031 millions de dollars, comparativement à 2 409 millions de dollars au deuxième trimestre de 2022, grâce à un rendement d’exploitation solide qui a partiellement compensé la baisse des prix des matières premières. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 089 millions de dollars, une hausse par rapport aux 2 682 millions de dollars enregistrés au deuxième trimestre de 2022.

« Les secteurs d’activité de l’Impériale ont livré un autre trimestre de rendement d’exploitation exceptionnel, augmentant l’offre en pétrole brut et produits pétroliers pouvant répondre aux besoins énergétiques canadiens et mondiaux », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « Nous mettons l’accent sur la sécurité et la fiabilité de nos opérations, ce qui explique nos excellents résultats financiers et nous permet de continuer à tirer une valeur des prix actuels des matières premières. »

Au troisième trimestre, la production du secteur Amont s’est élevée en moyenne à 430 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. À Kearl, la production brute totale trimestrielle a augmenté considérablement par rapport au deuxième trimestre de 2022 pour atteindre une moyenne de 271 000 barils par jour après l’achèvement de l’entretien annuel. Après le troisième trimestre, la production de Kearl en octobre a continué d’augmenter, atteignant plusieurs records de production quotidienne. À Cold Lake, la production trimestrielle s’est établie en moyenne à 150 000 barils bruts par jour, ce qui représente le quatrième trimestre consécutif avec une production égale ou supérieure à 140 000 barils par jour. Face au succès du programme d’optimisation en cours au sein de la compagnie et au maintien d’une solide production à Cold Lake, l’Impériale a décidé de revoir ses prévisions à la hausse pour l’ensemble de l’année à Cold Lake, celles-ci s’établissant désormais entre 140 000 et 145 000 barils bruts par jour en 2022.

Dans le secteur Aval, le débit des raffineries pour le trimestre s’est établi en moyenne à 426 000 barils par jour, avec une utilisation de la capacité de raffinage de 100 %, le plus fort taux trimestriel jamais enregistré en plus de 40 ans, assurant une offre stable en produits pétroliers pour répondre à la demande canadienne. Les ventes de produits pétroliers sont restées solides au cours du trimestre, affichant en moyenne 484 000 barils par jour. En septembre, l’Impériale a signé un contrat à long terme avec Air Products concernant la fourniture d’hydrogène à faible teneur en carbone destiné au complexe de production de diesel renouvelable que la compagnie propose d’installer dans sa raffinerie de Strathcona. Une décision définitive d’investissement concernant le complexe de production de diesel renouvelable est attendue dans les prochains mois.

En août, l’Impériale a conclu avec succès la vente annoncée de ses actifs dans XTO Energy Canada à Whitecap Resources pour un total d’environ 0,9 milliard de dollars (la part de l’Impériale) de contreparties en espèces, ce qui a permis de dégager un gain après impôt de 208 millions de dollars au cours du trimestre. Le produit de la vente a été utilisé pour réduire la dette de 1 milliard de dollars, portant l’encours de la dette de la compagnie à 4,2 milliards de dollars et le ratio dettes-capitaux1 à 16 %.

« La vente des actifs de l’Impériale dans XTO lui permet non seulement de continuer à concentrer les ressources du secteur Amont sur ses actifs essentiels de sables bitumineux, mais aussi d’améliorer davantage son bilan de premier plan dans l’industrie et d’améliorer sa souplesse financière », a déclaré M. Corson.

Au cours du trimestre, l’Impériale a distribué aux actionnaires 227 millions de dollars en dividendes versés et 1 512 millions de dollars en rachats d’actions accélérés dans le cadre de son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. La compagnie a terminé son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités au mois d’octobre avec des rachats de part supplémentaires de 434 millions de dollars.

« Le fait de verser un dividende fiable et croissant et de restituer les excédents de trésorerie aux actionnaires demeure une priorité pour nous », a poursuivi M. Corson. « L’Impériale a généré une valeur substantielle pour ses actionnaires cette année et j’ai le plaisir d’annoncer une augmentation de 29 pour cent de notre dividende trimestriel. J’annonce également notre projet de lancer une deuxième importante offre publique de rachat cette année, qui nous permettra de distribuer aux actionnaires jusqu’à 1,5 milliards de dollars au quatrième trimestre », a ajouté M. Corson.

L’Impériale continue de développer des solutions visant à réduire les émissions générées dans le cadre de ses activités. La compagnie est membre fondateur d’Alliance Nouvelles voies, laquelle poursuit les travaux préliminaires liés à la construction d’un important réseau de captage et de stockage de carbone dans le but d’atteindre les objectifs du Canada de zéro émission nette. Au début du mois d’octobre, le gouvernement de l’Alberta a accordé à Alliance Nouvelles voies un « espace interstitiel » pour poursuivre les travaux exploratoires concernant la construction d’une centrale servant à stocker en toute sécurité et de façon permanente le CO2 capté dans plus de 20 installations de l’industrie des sables bitumineux. D’autres industries intéressées en Alberta pourraient aussi y avoir accès.

En septembre, l’Impériale a publié son rapport annuel sur la durabilité qui met en avant les progrès et la dynamique de la compagnie concernant ses principaux enjeux en matière d’environnement, de société et de gouvernance. Ce document complète le rapport publié au début de l’année par la compagnie sur l’avancement des solutions climatiques.

« Les défis auxquels nous sommes confrontés aujourd’hui exigent une collaboration entre l’industrie, les gouvernements, les communautés autochtones et d’autres intervenants », a affirmé M. Corson. « C’est pourquoi la compagnie est devenue membre fondateur d’Alliance Nouvelles voies. Nous entendons réduire les émissions liées à l’exploitation des sables bitumineux de même que développer et déployer des technologies révolutionnaires qui nous permettront de véritablement contribuer à l’avenir énergétique du Canada. »

Faits saillants du troisième trimestre

  • Le bénéfice net s’est élevé à 2 031 millions de dollars, soit 3,24 dollars par action sur une base diluée, une hausse comparativement à 908 millions de dollars ou 1,29 dollar par action au troisième trimestre de 2021. Le bénéfice net hors les éléments identifiés1 est de 1 823 millions de dollars au troisième trimestre de 2022, en hausse par rapport aux 908 millions de dollars pour la même période en 2021.
  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 089 millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 947 millions de dollars pour la même période en 2021. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation, hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 2 543 millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 504 millions de dollars pour la même période en 2021.
  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 392 millions de dollars, une hausse comparativement aux 277 millions de dollars au troisième trimestre de 2021.
  • La société a distribué 1 739 millions de dollars aux actionnaires au troisième trimestre de 2022, dont 227 millions de dollars en dividendes payés et 1 512 millions de dollars en rachats de parts. Après la fin du troisième trimestre, la compagnie a terminé son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités avec des rachats de part supplémentaires de 434 millions de dollars.
  • Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique de rachat à des fins d’annulation d’un maximum de 1,5 milliards de dollars de ses actions ordinaires. La compagnie s’attend à ce que les modalités et les prix soient déterminés, et l’offre lancée, au cours des deux prochaines semaines.
  • La production s’est établie en moyenne à 430 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, contre 435 000 barils par jour à la même période en 2021.
  • La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 271 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 193 000 barils) contre 274 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 194 000 barils) au cours du troisième trimestre de 2021. Après le troisième trimestre, la production de Kearl en octobre a continué d’augmenter, atteignant plusieurs records de production quotidienne.
  • La production brute de bitume à Cold Lake s’est établie en moyenne à 150 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 135 000 barils par jour enregistrés au troisième trimestre de 2021, ce qui représente le quatrième trimestre consécutif avec une production égale ou supérieure à 140 000 barils par jour. Cadrant avec ce rendement soutenu de la production, l’Impériale relève ses prévisions de production pour 2022 à Cold Lake en tablant sur 140 000 à 145 000 barils par jour.
  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 62 000 barils par jour, contre 78 000 barils par jour au troisième trimestre de 2021, principalement en raison du calendrier des activités d’entretien planifiées.
  • Le débit moyen des raffineries a été de 426 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 404 000 barils par jour du troisième trimestre de 2021. L’utilisation des capacités de production a atteint 100 pour cent, le plus haut taux trimestriel d’utilisation en plus de 40 ans, en hausse par rapport aux 94 pour cent enregistrés au troisième trimestre de 2021, alors que la compagnie continue de maximiser la production pour répondre à la demande au Canada.
  • Les ventes de produits pétroliers étaient de 484 000 barils par jour, par rapport à 485 000 barils par jour lors du troisième trimestre de 2021.
  • Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 54 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 121 millions de dollars au troisième trimestre de 2021. Cette baisse du bénéfice est principalement attribuable aux marges inférieures sur les ventes de polyéthylène.
  • La compagnie a annoncé un contrat à long terme avec Air Products concernant la fourniture d’hydrogène à faible teneur en carbone destiné au complexe de production de diesel renouvelable proposé par l’Impériale, près d’Edmonton en Alberta. Le complexe devrait produire plus de 1 milliard de litres de diesel renouvelable par an, issu de charges d’alimentation locales et d’hydrogène à faible teneur en carbone. Une décision définitive d’investissement sera prise dans les mois à venir.
  • Conjointement avec ExxonMobil Canada, la compagnie a conclu la vente annoncée de XTO Energy Canada à Whitecap Resources pour un total d’environ 1,9 milliard de dollars de contreparties en espèces (la part de l’Impériale se chiffrant à 0,9 milliard de dollars). À la suite de la vente, l’Impériale a enregistré un gain après impôts d’environ 208 millions de dollars au troisième trimestre de 2022. Le produit de la vente a été utilisé pour réduire l’encours de la dette de 1 milliard de dollars, ce qui a permis d’améliorer le bilan de la compagnie, lequel est de premier plan dans l’industrie, ainsi que sa souplesse financière.
  • Membre d’Alliance Nouvelles voies, la compagnie a progressé dans les travaux préliminaires liés à la construction du réseau de base de captage et de stockage de carbone dans le Nord de l’Alberta dans le cadre de l’objectif de zéro émission nette d’Alliance Nouvelles voies. Au début du mois d’octobre, le gouvernement de l’Alberta a accordé à Alliance Nouvelles voies un « espace interstitiel » pour poursuivre les travaux exploratoires concernant la construction d’une centrale servant à stocker en toute sécurité et de façon permanente le CO2 capté dans plus de 20 installations de l’industrie des sables bitumineux. D’autres industries intéressées en Alberta pourraient aussi y avoir accès.
  • La compagnie a publié son rapport annuel sur la durabilité. Ce rapport porte sur les priorités et les progrès de la compagnie en matière d’environnement, de société et de gouvernance. Il complète le rapport publié précédemment par la compagnie sur l’avancement des solutions climatiques.
  • L’Impériale a annoncé une collaboration unique avec FLO qui soutiendra les objectifs de zéro émission nette du Canada en élargissant le réseau de recharge de FLO destiné aux véhicules électriques. Cette collaboration aboutira à la réalisation conjointe d’une option de service de recharge de véhicules électriques pour les grossistes de marque Esso et Mobil de l’Impériale. Ce travail prévoit également une entente de transfert de crédits à l’Impériale, conformément au Règlement sur les combustibles propres du Canada.

Contexte commercial actuel

Pendant la pandémie de COVID-19, les investissements de l’industrie visant à maintenir et à augmenter la capacité de production ont diminué afin de préserver le capital, ce qui a entraîné un sous-investissement et une réduction de l’offre alors que la demande en produits pétroliers et pétrochimiques se rétablissait. À la fin de 2021 et au cours du premier semestre de 2022, cette dynamique, combinée aux contraintes liées aux chaînes d’approvisionnement et à une reprise soutenue de la demande, s’est traduite par une augmentation constante des prix du pétrole et du gaz naturel ainsi que des marges de raffinage. Au premier semestre de 2022, le resserrement des marchés du pétrole et du gaz naturel a été exacerbé par l’invasion de l’Ukraine par la Russie et par les sanctions subséquentes qui ont frappé les affaires et autres activités menées en Russie. Le prix du brut ainsi que certains indicateurs régionaux pour le gaz naturel ont atteint des niveaux qui n’avaient pas été observés depuis plusieurs années. Au cours du troisième trimestre de 2022, les prix élevés et l’incertitude économique ont réduit la demande pour certains produits, ce qui a entraîné une baisse du prix du baril de pétrole brut et des marges de raffinage par rapport aux niveaux du premier semestre. Les prix des produits de base et des produits devraient demeurer volatils compte tenu de l’incertitude économique et géopolitique mondiale actuelle qui affecte l’offre et la demande.

Résultats d’exploitation
Comparaison des troisièmes trimestres de 2021 et 2022

 

Troisième

trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

 

2021

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

2 031

 

908

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

3,24

 

1,29

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1

1 823

 

908

 

 

 

 

Les résultats du trimestre en cours comprennent les éléments favorables identifiés1 de 208 millions de dollars liés au gain de la société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.

Secteur Amont

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Prix

Volumes

Redevance

Éléments

Identifiés¹

Autres

2022

524

660

(100)

(210)

208

(96)

986

Prix : La hausse des prix de vente, qui concordait généralement avec celle des prix indicatifs, était principalement attribuable à une augmentation de la demande et aux contraintes liées aux chaînes d’approvisionnement. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 21,14 $ le baril, généralement en raison de l’augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont grimpé de 38,86 $ le baril, une hausse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La baisse des volumes est attribuable au calendrier des activités d’entretien planifié à Syncrude, est partiellement compensée par la hausse des volumes à Cold Lake, principalement attribuable aux efforts continus visant à maintenir le rendement et à optimiser la production.

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

Éléments identifiés1 : Les résultats du trimestre en cours comprennent les éléments favorables identifiés1 liés au gain de la société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.

Autres : Comprend des frais d’exploitation plus élevés d’environ 200 millions de dollars, lesquels ont été partiellement compensés par des effets de change favorables d’environ 80 millions de dollars.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

 

 

Troisième

trimestre

en dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

 

2021

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

91,43

 

70,52

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

71,53

 

57,08

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

19,90

 

13,44

Bitume (le baril)

81,58

 

60,44

Pétrole brut synthétique (le baril)

124,80

 

85,94

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,77

 

0,79

Production

 

 

Troisième

trimestre

en milliers de barils par jour

2022

 

2021

Kearl (part de l’Impériale)

193

 

194

Cold Lake

150

 

135

Syncrude (a)

62

 

78

 

 

 

 

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

271

 

274

(a)

Au troisième trimestre de 2022, la production brute de Syncrude comprenait environ 7 milliers de barils de bitume par jour et d’autres produits (2021 – 1 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.

La hausse de la production à Cold Lake est principalement attribuable aux efforts continus visant à maintenir le rendement et à optimiser la production.

La baisse de la production à Syncrude découle principalement du calendrier des activités d’entretien.

Secteur Aval

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Marges

Autres

2022

293

710

9

1 012

Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une amélioration de la conjoncture.

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

 

 

Troisième

trimestre

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2022

 

2021

Débit des raffineries

426

 

404

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

100

 

94

Ventes de produits pétroliers

484

 

485

L’amélioration du débit des raffineries au troisième trimestre de 2022 est principalement attribuable à l’optimisation économique qui touche l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement en aval.

Produits chimiques

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Marges

Autres

2022

121

(60)

(7)

54

Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des marges sur les ventes de polyéthylène.

Comptes non sectoriels et autres

 

 

Troisième

trimestre

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

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

(21)

 

(30)

Situation de trésorerie et sources de financement

 

 

Troisième

trimestre

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

Flux de trésorerie liés aux :

 

 

 

Activités d’exploitation

3 089

 

1 947

Activités d’investissement

364

 

(259)

Activités de financement

(2 744)

 

(589)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

709

 

1 099

 

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

3 576

 

1 875

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation reflètent principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur Amont, l’augmentation des marges du secteur Aval et les effets favorables du fonds de roulement.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’investissement reflètent principalement le produit de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada, partiellement compensé par une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.

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

 

Troisième

trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

 

2021

Dividendes versés

227

 

195

Dividende par action versé (en dollars)

0,34

 

0,27

Rachats d’actions (a)

1 512

 

313

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

25,2

 

9,0

(a)

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

Au cours du troisième trimestre de 2022, la compagnie a diminué sa dette à long terme de 1 milliard de dollars en remboursant partiellement une marge de crédit existante auprès d’une société affiliée à ExxonMobil.

Comparaison des neuf premiers mois de 2022 et de 2021

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

 

2021

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

5 613

 

1 666

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

8,58

 

2,31

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1

5 405

 

1 666

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

Secteur Amont

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Prix

Volumes

Redevance

Éléments

identifiés¹

Autres

2022

850

3 320

(160)

(920)

208

(184)

3 114

Prix : La hausse des prix de vente, qui concordait généralement avec celle des prix indicatifs, était principalement attribuable à une augmentation de la demande et aux contraintes liées aux chaînes d’approvisionnement. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 38,71 $ le baril, généralement en raison de l’augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont grimpé de 51,90 $ le baril, une hausse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La baisse des volumes est attribuable au temps d’arrêt à Kearl au cours du premier semestre.

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

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

Autres : Comprend des frais d’exploitation plus élevés d’environ 430 millions de dollars, principalement en raison d’une hausse des prix de l’énergie, lesquels ont été partiellement compensés par des effets de change favorables d’environ 130 millions de dollars.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

 

 

Neuf mois

en dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

 

2021

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

98,25

 

65,04

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

82,60

 

52,45

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

15,65

 

12,59

Bitume (le baril)

94,01

 

55,30

Pétrole brut synthétique (le baril)

129,52

 

77,62

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,78

 

0,80

Production

 

 

Neuf mois

en milliers de barils par jour

2022

 

2021

Kearl (part de l’Impériale)

162

 

185

Cold Lake

145

 

139

Syncrude (a)

74

 

68

 

 

 

 

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

228

 

260

(a)

En 2022, la production brute de Syncrude comprenait environ 4 milliers de barils de bitume par jour et d’autres produits (2021 – 1 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.

La baisse de la production à Kearl est principalement attribuable au temps d’arrêt au cours du premier semestre.

Secteur Aval

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Marges

Autres

2022

645

1 680

109

2 434

Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une amélioration de la conjoncture.

Autres : Comprend une diminution des coûts d’entretien d’environ 140 millions de dollars, découlant de l’absence d’activités d’entretien à la raffinerie de Strathcona, et des effets de change favorables d’environ 70 millions de dollars, partiellement compensés par des frais d’exploitation plus élevés d’environ 130 millions de dollars, principalement en raison d’une hausse des prix de l’énergie.

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

 

 

Neuf mois

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2022

 

2021

Débit des raffineries

413

 

367

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

96

 

86

Ventes de produits pétroliers

471

 

442

Le débit accru des raffineries en 2022 est principalement attribuable à la réduction des activités d’entretien et à l’augmentation de la demande.

L’augmentation des ventes de produits pétroliers en 2022 reflète principalement une demande plus forte.

Produits chimiques

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Marges

Autres

2022

297

(90)

(44)

163

Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des marges sur les ventes de polyéthylène.

Comptes non sectoriels et autres

 

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

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

(98)

 

(126)

Situation de trésorerie et sources de financement

 

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

Flux de trésorerie liés aux :

 

 

 

Activités d’exploitation

7 685

 

3 844

Activités d’investissement

(145)

 

(613)

Activités de financement

(6 117)

 

(2 127)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

1 423

 

1 104

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation reflètent principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur Amont, l’augmentation des marges du secteur Aval et les effets favorables du fonds de roulement.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement le produit de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada, partiellement compensé par la hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.

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

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

 

2021

Dividendes versés

640

 

518

Dividende par action versé (en dollars)

0,95

 

0,71

Rachats d’actions (a)

4 461

 

1 484

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

66,6

 

38,5

(a)

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

Au cours du troisième trimestre de 2022, la compagnie a diminué sa dette à long terme de 1 milliard de dollars en remboursant partiellement une marge de crédit existante auprès d’une société affiliée à ExxonMobil.

Le 6 mai 2022, la compagnie a lancé une importante offre publique de rachat dans le cadre de laquelle elle a offert de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 2,5 milliards de dollars de ses actions ordinaires par adjudication à la hollandaise modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre publique de rachat est venue à échéance, le 15 juin 2022, la compagnie a souscrit et acheté 32 467 532 actions ordinaires à un prix de 77,00 $ par action, ce qui représente un achat global de 2,5 milliards de dollars et 4,9 % des actions émises et en circulation de l’Impériale à la clôture des activités le 2 mai 2022. Cela comprend les 22 597 379 actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir son pourcentage de participation à environ 69,6 %.

Après la fin du troisième trimestre, la compagnie a effectué tous les rachats d’actions dans le cadre de son offre publique de rachat dans le cours normal des activités, le 21 octobre 2022.

Le 28 octobre 2022, la compagnie a annoncé son intention de lancer une importante offre publique de rachat dans le cadre de laquelle elle offrira de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 1,5 milliards de dollars de ses actions ordinaires. L’importante offre publique de rachat sera réalisée par adjudication à la hollandaise modifiée, la fourchette de prix d’offre étant déterminée par la compagnie au commencement de l’offre. Les actions pourront également être remises par dépôt proportionnel, une procédure qui permettra à l’actionnaire de maintenir sa participation proportionnelle dans la compagnie. ExxonMobil a informé l’Impériale de son intention d’effectuer un dépôt proportionnel dans le cadre de l’offre afin de maintenir sa participation proportionnelle à environ 69,6 % une fois l’offre terminée. Rien dans ce rapport ne constitue une offre d’achat ni une incitation à faire une offre de vente d’actions.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Autres renseignements sur l’offre publique d’achat

L’offre dont il est question dans le présent communiqué (l’« offre ») n’a pas encore commencé. Le présent communiqué n’est publié qu’à titre informatif. Il ne constitue pas une recommandation d’achat ou de vente des actions de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée ni de tout autre titre. Il ne constitue pas non plus une offre d’achat ou une sollicitation d’offre de vente des actions de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée ou de tout autre titre.

Au début de l’offre, la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée déposera une offre d’achat, la note d’information relative à une offre publique de rachat ainsi que la lettre d’accompagnement et l’avis de livraison garantie correspondants (les « documents de l’offre ») auprès des autorités canadiennes de réglementation des valeurs mobilières et postera ces documents aux actionnaires de la compagnie. La compagnie déposera également une note d’information selon le formulaire Schedule TO, y compris les documents de l’offre, auprès de la Securities and Exchange Commission (la « SEC ») des États-Unis. L’offre ne sera réalisée que conformément aux documents de l’offre déposés auprès des autorités canadiennes de réglementation des valeurs mobilières et selon le formulaire Schedule TO. Les actionnaires devront lire attentivement les documents de l’offre, car ceux-ci contiennent des renseignements importants, y compris les différentes modalités de l’offre. Une fois l’offre amorcée, les actionnaires pourront obtenir gratuitement un exemplaire de la note d’information selon le formulaire Schedule TO, les documents de l’offre ainsi que tout autre document que la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée déposera auprès de la SEC, sur le site Web de cette dernière au www.sec.gov, auprès des autorités canadiennes de réglementation des valeurs mobilières au www.sedar.com ou sur le site Web de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée au www.imperialoil.ca/fr-CA.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires, sont des énoncés prévisionnels. Les énoncés prospectifs peuvent être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, avoir l’intention de, proposer, planifier, objectif, viser, projeter, prévoir, cibler, estimer, s’attendre à, stratégie, perspectives, calendrier, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et d’autres termes semblables faisant référence à des périodes futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport mentionnent notamment l’intention de la compagnie de lancer une importante offre publique de rachat, l’ampleur de cette offre, l’échéancier pour la détermination des modalités et des prix et le début de l’offre, la structure de l’offre et l’intention d’ExxonMobil de procéder à un dépôt proportionnel; de continuer à tirer une valeur des prix actuels des matières premières et de se concentrer sur les actifs essentiels de sables bitumineux dans le secteur Amont; la mise à jour par Cold Lake de ses prévisions de production pour 2022; le projet de complexe de production de diesel renouvelable de la compagnie à Strathcona, notamment l’incidence et le moment d’une décision définitive d’investissement; la souplesse financière de la compagnie; les priorités consistant à verser aux actionnaires un dividende fiable et croissant et à leur restituer les excédents de trésorerie; la poursuite du développement de solutions visant à réduire les émissions générées, y compris le réseau de captage et de stockage de carbone d’Alliance Nouvelles voies ainsi que le développement et le déploiement de technologies; la collaboration avec FLO visant à développer conjointement une option de service de recharge de véhicules électriques et le transfert de crédits en vertu du Règlement sur les combustibles propres; et la volatilité attendue des cours des matières premières et des produits.

Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes, estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la croissance de la demande et la source, l’offre et le bouquet énergétiques; les taux, la croissance et la composition de la production de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les capacités et l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs, y compris les facteurs influençant la décision d’investissement finale pour le complexe de production de diesel renouvelable à Strathcona; l’adoption de nouvelles installations ou technologies et leur incidence sur la réduction de l’intensité des émissions de GES, y compris notamment le diesel renouvelable de Strathcona, ainsi que le soutien et la promotion de solutions de captage et de stockage du carbone, et tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces projets; le volume et le rythme des réductions d’émissions; l’appui des responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone; la réception des approbations réglementaires; en ce qui concerne les rendements pour les actionnaires, les hypothèses comme les prévisions de flux de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, la réception, dans les délais prévus, de la dispense nécessaire pour procéder à l’importante offre publique de rachat conformément aux lois sur les valeurs mobilières; le dépôt proportionnel d’ExxonMobil dans le cadre de l’importante offre publique de rachat; les lois applicables et les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement aux changements climatiques et aux réductions des émissions de GES; les dépenses en capital et liées à l’environnement; l’évolution de la pandémie de COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de l’Impériale à exploiter ses actifs; la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et à mener ses activités d’intervention contre la pandémie; ainsi que les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.

Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement et les prix, l’incidence de la COVID-19 sur la demande et la survenance de guerres; la disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment relativement à l’importante offre publique de rachat de la compagnie; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, ainsi que la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des émissions; l’absence de soutien par les gouvernements et les responsables des politiques pour l’adoption de nouvelles technologies de réduction des émissions; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, compte tenu notamment des restrictions liées à la COVID-19; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; les événements politiques ou réglementaires, y compris les changements législatifs ou les modifications des politiques gouvernementales, la réglementation environnementale, dont la réglementation portant sur les changements climatiques et les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que les mesures prises en réponse à la COVID-19; l’efficacité de la gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre, y compris les plans de continuité des activités en réponse à la COVID-19; les risques et dangers opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité, y compris la hausse du télétravail; les taux de change; la conjoncture économique générale; ainsi que d’autres facteurs abordés dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les résultats d’exploitation de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K et des rapports provisoires ultérieurs.

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

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

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

Annexe I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

 

2021

 

2022

 

2021

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

Total des produits et des autres revenus

15 224

 

10 233

 

45 217

 

25 278

Total des dépenses

12 719

 

9 044

 

38 012

 

23 106

Bénéfice (perte) avant impôts

2 505

 

1 189

 

7 205

 

2 172

Impôts sur le bénéfice

474

 

281

 

1 592

 

506

Bénéfice (perte) net

2 031

 

908

 

5 613

 

1 666

 

 

 

 

 

 

 

 

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

3,25

 

1,30

 

8,60

 

2,32

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

3,24

 

1,29

 

8,58

 

2,31

 

 

 

 

 

 

 

 

Autres données financières

 

 

 

 

 

 

 

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

222

 

10

 

241

 

34

 

 

 

 

 

 

 

 

Total de l’actif au 30 septembre

 

 

 

 

42 986

 

40 875

 

 

 

 

 

 

 

 

Total de la dette au 30 septembre

 

 

 

 

4 160

 

5 182

 

 

 

 

 

 

 

 

Capitaux propres au 30 septembre

 

 

 

 

22 308

 

21 209

 

 

 

 

 

 

 

 

Capital utilisé au 30 septembre

 

 

 

 

26 491

 

26 412

 

 

 

 

 

 

 

 

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

 

 

 

 

 

 

 

Total

211

 

188

 

666

 

544

Par action ordinaire (en dollars)

0,34

 

0,27

 

1,02

 

0,76

 

 

 

 

 

 

 

 

Millions d’actions ordinaires en circulation

 

 

 

 

 

 

 

Au 30 septembre

 

 

 

 

611,5

 

695,6

Moyenne – compte tenu d’une dilution

626,9

 

701,9

 

654,4

 

721,1

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe II

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

2022

 

2021

 

 

 

 

 

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

3 576

 

1 875

 

3 576

 

1 875

 

 

 

 

 

 

 

 

Activités d’exploitation

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net

2 031

 

908

 

5 613

 

1 666

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

 

 

 

 

 

 

 

Dépréciation et épuisement

555

 

488

 

1 432

 

1 432

(Gain) perte à la vente d’actifs

(131)

 

(12)

 

(155)

 

(39)

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

122

 

(120)

 

(358)

 

16

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

546

 

443

 

1 140

 

379

Autres postes – montant net

(34)

 

240

 

13

 

390

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

3 089

 

1 947

 

7 685

 

3 844

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Activités d’investissement

 

 

 

 

 

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(397)

 

(276)

 

(1 034)

 

(684)

Produits de la vente d’actifs

760

 

15

 

886

 

57

Placements supplémentaires

(6)

 

 

(6)

 

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

7

 

2

 

9

 

14

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

364

 

(259)

 

(145)

 

(613)

 

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(2 744)

 

(589)

 

(6 117)

 

(2 127)

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe III

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

2022

 

2021

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

986

 

524

 

3 114

 

850

Secteur Aval

1 012

 

293

 

2 434

 

645

Produits chimiques

54

 

121

 

163

 

297

Comptes non sectoriels et autres

(21)

 

(30)

 

(98)

 

(126)

Bénéfice (perte) net

2 031

 

908

 

5 613

 

1 666

 

 

 

 

 

 

 

 

Produits et autres revenus

 

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

4 949

 

4 152

 

15 432

 

11 579

Secteur Aval

16 236

 

9 197

 

49 066

 

20 333

Produits chimiques

520

 

477

 

1 554

 

1 309

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(6 481)

 

(3 593)

 

(20 835)

 

(7 943)

Produits et autres revenus

15 224

 

10 233

 

45 217

 

25 278

 

 

 

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

 

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

1 937

 

1 902

 

6 184

 

5 780

Secteur Aval

13 686

 

7 745

 

42 459

 

16 525

Produits chimiques

354

 

244

 

1 070

 

693

Éliminations

(6 499)

 

(3 593)

 

(20 864)

 

(7 946)

Achats de pétrole brut et de produits

9 478

 

6 298

 

28 849

 

15 052

 

 

 

 

 

 

 

 

Production et fabrication

 

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

1 381

 

1 120

 

4 053

 

3 395

Secteur Aval

419

 

356

 

1 193

 

1 039

Produits chimiques

72

 

49

 

193

 

145

Éliminations

 

 

 

Production et fabrication

1 872

 

1 525

 

5 439

 

4 579

 

 

 

 

 

 

 

 

Frais de vente et frais généraux

 

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

 

 

 

Secteur Aval

174

 

141

 

474

 

416

Produits chimiques

17

 

21

 

62

 

68

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

18

 

18

 

89

 

85

Frais de vente et frais généraux

209

 

180

 

625

 

569

 

 

 

 

 

 

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

 

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

309

 

151

 

764

 

366

Secteur Aval

64

 

120

 

201

 

308

Produits chimiques

2

 

2

 

5

 

6

Comptes non sectoriels et autres

17

 

4

 

32

 

19

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

392

 

277

 

1 002

 

699

 

 

 

 

 

 

 

 

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

1

 

2

 

4

 

6

 

 

 

Annexe IV

 

 

 

 

 

 

 

 

Données d’exploitation

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

 

2022

 

2021

 

2022

 

2021

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

 

Kearl

193

 

194

 

162

 

185

Cold Lake

150

 

135

 

145

 

139

Syncrude (a)

62

 

78

 

74

 

68

Classique

9

 

8

 

9

 

9

Total de la production de pétrole brut

414

 

415

 

390

 

401

LGN mis en vente

1

 

1

 

1

 

2

Total de la production de pétrole brut et de LGN

415

 

416

 

391

 

403

 

 

 

 

 

 

 

 

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

92

 

112

 

101

 

119

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole (b)

430

 

435

 

408

 

423

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

Kearl

175

 

185

 

148

 

178

Cold Lake

111

 

111

 

107

 

112

Syncrude (a)

51

 

66

 

58

 

60

Classique

8

 

7

 

9

 

8

Total de la production de pétrole brut

345

 

369

 

322

 

358

LGN mis en vente

1

 

1

 

1

 

1

Total de la production de pétrole brut et de LGN

346

 

370

 

323

 

359

 

 

 

 

 

 

 

 

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

87

 

111

 

95

 

118

 

 

 

 

 

 

 

 

Production nette d’équivalent pétrole (b)

361

 

389

 

339

 

379

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

257

 

285

 

223

 

262

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

190

 

174

 

189

 

186

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) (c)

2

 

1

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

 

 

 

 

 

 

 

Bitume (le baril)

81,58

 

60,44

 

94,01

 

55,30

Pétrole brut synthétique (le baril)

124,80

 

85,94

 

129,52

 

77,62

Pétrole brut classique (le baril)

94,87

 

59,94

 

103,28

 

55,49

LGN (le baril)

61,61

 

57,16

 

64,85

 

45,10

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

5,10

 

3,88

 

5,72

 

3,50

 

 

 

 

 

 

 

 

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

426

 

404

 

413

 

367

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

100

 

94

 

96

 

86

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

Essence

237

 

250

 

225

 

219

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

172

 

158

 

175

 

152

Huiles lubrifiantes et autres produits

49

 

49

 

49

 

46

Mazout lourd

26

 

28

 

22

 

25

Ventes nettes de produits pétroliers

484

 

485

 

471

 

442

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

217

 

203

 

649

 

636

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

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

7

 

1

 

4

 

1

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

6

 

1

 

3

 

1

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

(c) Ventes de LGN arrondies à zéro en 2021.

 

 

 

Annexe V

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net par

 

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

 

action ordinaire – résultat dilué (a)

 

en millions de dollars canadiens

 

dollars canadiens

 

 

 

 

2018

 

 

 

Premier trimestre

516

 

0,62

Deuxième trimestre

196

 

0,24

Troisième trimestre

749

 

0,94

Quatrième trimestre

853

 

1,08

Exercice

2 314

 

2,86

 

 

 

 

2019

 

 

 

Premier trimestre

293

 

0,38

Deuxième trimestre

1 212

 

1,57

Troisième trimestre

424

 

0,56

Quatrième trimestre

271

 

0,36

Exercice

2 200

 

2,88

 

 

 

 

2020

 

 

 

Premier trimestre

(188)

 

(0,25)

Deuxième trimestre

(526)

 

(0,72)

Troisième trimestre

3

 

Quatrième trimestre

(1 146)

 

(1,56)

Exercice

(1 857)

 

(2,53)

 

 

 

 

2021

 

 

 

Premier trimestre

392

 

0,53

Deuxième trimestre

366

 

0,50

Troisième trimestre

908

 

1,29

Quatrième trimestre

813

 

1,18

Exercice

2 479

 

3,48

 

 

 

 

2022

 

 

 

Premier trimestre

1 173

 

1,75

Deuxième trimestre

2 409

 

3,63

Troisième trimestre

2 031

 

3,24

Exercice

5 613

 

8,58

(a)

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

Annexe VI

Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières

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

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

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

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

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

 

 

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

2022

 

2021

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

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

3 089

 

1 947

 

7 685

 

3 844

 

 

 

 

 

 

 

 

Moins les variations du fonds de roulement

 

 

 

 

 

 

 

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

546

 

443

 

1 140

 

379

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

2 543

 

1 504

 

6 545

 

3 465

Flux de trésorerie disponible

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

Rapprochement du flux de trésorerie disponible

 

 

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

2022

 

2021

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

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

3 089

 

1 947

 

7 685

 

3 844

 

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

 

 

 

 

 

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(397)

 

(276)

 

(1 034)

 

(684)

Produits de la vente d’actifs

760

 

15

 

886

 

57

Placements supplémentaires

(6)

 

 

(6)

 

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

7

 

2

 

9

 

14

Flux de trésorerie disponible

3 453

 

1 688

 

7 540

 

3 231

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

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

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

 

 

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

2022

 

2021

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

 

 

 

 

 

 

 

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

2 031

 

908

 

5 613

 

1 666

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

Gain (perte) à la vente d’actifs

208

 

 

208

 

Sous-total des éléments identifiés

208

 

 

208

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

1 823

 

908

 

5 405

 

1 666

Coûts d’exploitation (coûts financiers)

Les coûts d’exploitation sont une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au total des charges, déduction faite des coûts de type hors trésorerie, y compris les postes Achats de pétrole brut et de produits, Taxes d’accise fédérales et frais de carburant, Dépréciation et épuisement, Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ et Financement. Les coûts d’exploitation comprennent ce qui suit : (1) Production et fabrication; (2) Frais de vente et frais généraux; et (3) Exploration, dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés dans l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des coûts d’exploitation et ne représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Le total des dépenses figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.

Rapprochement des coûts d’exploitation

 

 

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

2022

 

2021

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

 

 

 

 

 

 

 

Total des dépenses

12 719

 

9 044

 

38 012

 

23 106

Moins :

 

 

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

9 478

 

6 298

 

28 849

 

15 052

Taxes d’accise fédérales et frais de carburant

584

 

535

 

1 616

 

1 404

Dépréciation et épuisement

555

 

488

 

1 432

 

1 432

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

4

 

11

 

13

 

32

Financement

16

 

5

 

34

 

32

Total des coûts d’exploitation

2 082

 

1 707

 

6 068

 

5 154

 

Composants des coûts d’exploitation

 

 

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

2022

 

2021

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

 

 

 

 

 

 

 

Production et fabrication

1 872

 

1 525

 

5 439

 

4 579

Frais de vente et frais généraux

209

 

180

 

625

 

569

Exploration

1

 

2

 

4

 

6

Coûts d’exploitation

2 082

 

1 707

 

6 068

 

5 154

 

Contributions des segments au total des coûts d’exploitation

 

 

Troisième

trimestre

 

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

2022

 

2021

Secteur Amont

1 382

 

1 122

 

4 057

 

3 401

Secteur Aval

593

 

497

 

1 667

 

1 455

Produits chimiques

89

 

70

 

255

 

213

Éliminations/Comptes non sectoriels

18

 

18

 

89

 

85

Coûts d’exploitation

2 082

 

1 707

 

6 068

 

5 154

Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires)

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

Composants des coûts d’exploitation unitaires

 

 

Troisième trimestre

 

2022

2021

en millions de dollars canadiens

Secteur Amont (a)

Kearl

Cold Lake

Syncrude

Secteur Amont (a)

Kearl

Cold Lake

Syncrude

Production et fabrication

1 381

581

299

442

1 120

425

288

331

Frais de vente et frais généraux

Exploration

1

2

Coûts d’exploitation

1 382

581

299

442

1 122

425

288

331

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole

430

193

150

62

435

194

135

78

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Coûts d’exploitation unitaires

(en dollars par baril d’équivalent pétrole)

34,93

32,72

21,67

77,49

28,04

23,81

23,19

46,13

USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre

26,90

25,19

16,69

59,67

22,15

18,81

18,32

36,44

2022 0,77 dollar américain; 2021 0,79 dollar américain

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Neuf mois

 

2022

2021

en millions de dollars canadiens

Secteur Amont (a)

Kearl

Cold Lake

Syncrude

Secteur Amont (a)

Kearl

Cold Lake

Syncrude

Production et fabrication

4 053

1 680

1 017

1 170

3 395

1 341

802

1 055

Frais de vente et frais généraux

Exploration

4

6

Coûts d’exploitation

4 057

1 680

1 017

1 170

3 401

1 341

802

1 055

 

 

Production brute d’équivalent pétrole

(en milliers de barils par jour)

408

162

145

74

423

185

139

68

 

 

Coûts d’exploitation unitaires

(en dollars par baril d’équivalent pétrole)

36,42

37,99

25,69

57,92

29,45

26,55

21,13

56,83

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

28,41

29,63

20,04

45,18

23,56

21,24

16,90

45,46

2022 0,78 dollar américain; 2021 0,80 dollar américain

 

 

 

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

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

Source: Imperial

1 La dette, définie comme étant la « dette totale » (annexe I, page 17), divisée par le capital, défini comme la somme de la « dette totale » et des « capitaux propres des actionnaires » (annexe I, page 17).
1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.

Investor relations
(587) 476-4743

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Source: Imperial

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