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CALGARY--(BUSINESS WIRE)-- COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE (TSE : IMO, NYSE American : IMO)

	Deuxième trimestre			Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2023	2022	∆	2023	2022	∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	675	2 409	(1 734)	1 923	3 582	(1 659)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	1,15	3,63	(2,48)	3,29	5,36	(2,07)
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	493	314	+179	922	610	+312

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au deuxième trimestre de 675 millions de dollars, comparativement à un bénéfice net de 1 248 millions de dollars au premier trimestre de 2023, attribuable à la baisse des marges de raffinage et aux activités d’entretien planifiées. Les flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 885 millions de dollars, en hausse comparativement aux 821 millions de dollars au premier trimestre de 2023.

« Les résultats de L’Impériale au deuxième trimestre reflètent l’exécution sûre et conforme au plan des activités d’entretien considérables dans l’ensemble de nos secteurs d’activité en amont et en aval », a déclaré Brad Corson, président du Conseil d’administration, président et chef de la direction de L’Impériale. « Ces activités d’entretien substantielles étant terminées, nous prévoyons une forte production au cours de la seconde moitié de 2023. »

La production du secteur Amont au deuxième trimestre s’est élevée en moyenne à 363 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 217 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 154 000 barils), attribuable essentiellement aux activités d’entretien planifiées. En avril, Kearl a pris livraison de sa toute première expédition de diesel renouvelable à utiliser dans le parc de la mine dans le cadre des efforts continus de la compagnie en vue de réduire les émissions et de démontrer son adéquation pour utilisation dans des applications d’équipement lourd. À Cold Lake, la production trimestrielle brute s’est établie en moyenne à 132 000 barils par jour, en raison du calendrier des cycles de production et de vapeur. À Syncrude, la part de la compagnie dans la production trimestrielle brute s’est établie en moyenne à 66 000 barils bruts par jour, attribuable principalement à l’achèvement des activités d’entretien annuelles de son unité de cokéfaction.

Dans le secteur Aval, le débit au cours du trimestre s’est élevé en moyenne à 388 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 90 pour cent, reflétant l’incidence des activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona. Les ventes de produits pétroliers au cours du trimestre étaient de 475 000 barils par jour. En mai, le projet de diesel renouvelable de Strathcona a franchi une étape importante, les principaux contractuels arrivant sur le chantier pour commencer les travaux de construction du complexe.

« Nous soutenons la vision du Canada pour un avenir à émissions réduites, et je trouve encourageant de voir les travaux maintenant en cours pour la construction du plus grand complexe de diesel renouvelable au Canada », a déclaré M. Corson. « Le projet est sur la bonne voie pour démarrer en 2025 et on s’attend à ce qu’il produise plus d’un milliard de litres de diesel renouvelable par année pour contribuer à répondre à la forte demande découlant du Règlement sur les combustibles propres du Canada et à réduire la dépendance à l’égard des importations coûteuses » a ajouté M. Corson.

Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 257 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a déclaré un dividende de 50 cents par action au troisième trimestre. En juin, L’Impériale a renouvelé son programme annuel de rachat dans le cours normal des activités, permettant ainsi à la compagnie de racheter jusqu’à cinq pour cent des actions ordinaires en circulation sur une période de 12 mois se terminant le 28 juin 2024.

« L’Impériale continue de démontrer son engagement de longue date à distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires, et je suis heureux d’annoncer notre intention d’accélérer les rachats d’actions dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités dans le but de mener le programme à bien avant la fin de l’exercice », a déclaré M. Corson.

Faits saillants du deuxième trimestre

• Le bénéfice net s’est élevé à 675 millions de dollars, soit 1,15 dollar par action sur une base diluée, comparativement à 2 409 millions de dollars ou 3,63 dollars par action au deuxième trimestre de 2022. La baisse du bénéfice net est principalement attribuable à la baisse des prix des matières premières et à l’augmentation des activités d’entretien planifiées.
• Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 885 millions de dollars, comparativement à des flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 2 682 millions de dollars pour la même période en 2022. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation, hors le fonds de roulement¹, se sont élevés à 1 136 millions de dollars, comparativement à 2 783 millions de dollars pour la même période en 2022.
• Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 493 millions de dollars, en hausse comparativement aux 314 millions de dollars au deuxième trimestre de 2022.
• La société a distribué 257 millions de dollars aux actionnaires au deuxième trimestre de 2023 sous forme de dividendes versés.
• Le renouvellement du programme de rachats d’actions, permettant le rachat de jusqu’à cinq pour cent des actions ordinaires en circulation, soit un maximum de 29 207 635 actions, au cours de la période de 12 mois se terminant le 28 juin 2024. L’Impériale a l’intention d’accélérer ses rachats d’actions dans le cadre de l’offre publique annuelle de rachat d’actions dans le cours normal des activités et s’attend à racheter toutes les actions restantes auxquelles elle a droit avant la fin de l’exercice. Les projets de rachat peuvent être modifiés en tout temps sans préavis.
• La production s’est établie en moyenne à 363 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, comparativement aux 413 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour à la même période en 2022. La baisse de production est principalement attribuable au calendrier des activités d’entretien planifiées à Syncrude, au calendrier des cycles de production et de vapeur à Cold Lake et à l’absence de volumes non classiques à la suite de la vente de XTO Energy Canada au troisième trimestre de 2022.
• La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 217 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 154 000 barils), comparativement aux 224 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 159 000 barils) au cours du deuxième trimestre de 2022.
• Achèvement des travaux de construction liés à des initiatives d’atténuation clés pour élargir l’actuel système d’interception des eaux d’infiltration à Kearl. D’autres travaux de surveillance et d’évaluation seront effectués au cours des prochains mois. L’Impériale continue de mobiliser les communautés autochtones locales et offre des visites de sites et l’accès aux sites pour des tests indépendants. À ce jour, il n’y a aucune indication d’impact sur la faune ou les populations de poissons dans les rivières à proximité ni de risques relatifs à l’eau potable pour les collectivités locales.
• Toute première livraison de diesel renouvelable à Kearl pour utilisation dans le parc de la mine dans le cadre des efforts continus de la compagnie en vue de réduire les émissions et de démontrer son adéquation pour utilisation dans des applications d’équipement lourd.
• La production brute totale de bitume au site de Cold Lake s’est établie en moyenne à 132 000 barils par jour, comparativement aux 144 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2022. La baisse de production est principalement due au calendrier des cycles de production et de vapeur.
• Achèvement du forage et de la construction de tous les puits et réception du dernier module unitaire pour la phase 1 du projet Grand Rapids (PGR1) à Cold Lake. Le PGR1 sera le premier projet de SGSIV et par injection de solvant dans l’industrie et on s’attend à ce qu’il réduise l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de jusqu’à 40 %, comparativement à la technologie existante de simulation cyclique par la vapeur d’eau. Le projet est sur la bonne voie pour atteindre la mise en marche accélérée par injection de vapeur prévue avant la fin de 2023.
• La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 66 000 barils par jour, comparativement aux 81 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2022, principalement attribuable au calendrier des activités d’entretien planifiées.
• Le débit moyen des raffineries a été de 388 000 barils par jour, comparativement aux 412 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2022. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 90 pour cent, comparativement à 96 pour cent au deuxième trimestre de 2022, reflétant l’impact des activités d’entretien planifiées à Strathcona au cours du trimestre.
• Début de la construction du complexe dans le cadre du projet de diesel renouvelable de Strathcona, avec l’arrivée sur le chantier des principaux contractuels. Ce projet devrait produire plus d’un milliard de litres de diesel renouvelable par an, issu principalement de charges d’alimentation locales, et pourrait contribuer à réduire les émissions de gaz à effet de serre d’environ 3 millions de tonnes métriques par an, tel que déterminé conformément au Règlement sur les combustibles propres du Canada. La production de diesel renouvelable devrait commencer au début de 2025.
• Les ventes de produits pétroliers étaient de 475 000 barils par jour, comparativement aux 480 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2022.
• Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 71 millions de dollars pour le trimestre, en hausse par rapport à 53 millions de dollars au deuxième trimestre de 2022.
• Le travail initial se poursuit relativement au projet fondamental portant sur un centre de stockage permanent du carbone dans le cadre de l’Alliance nouvelles voies, qui cherche maintenant à obtenir le consentement du gouvernement de l’Alberta relativement à la séquestration du carbone. Les travaux d’ingénierie et de préparation du terrain sont en cours pour soutenir une application réglementaire plus tard cette année. L’Impériale est un membre fondateur de l’Alliance, qui continue de collaborer à la fois avec le gouvernement fédéral et le gouvernement de l’Alberta sur les cadres stratégiques et de cofinancement nécessaires pour faire avancer le projet.

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

Contexte commercial récent

Au cours du premier semestre 2023, le prix du pétrole brut a baissé en raison de l’augmentation des stocks sur le marché mondial du pétrole. En outre, le différentiel WTI/WCS canadien a continué de se rétablir au deuxième trimestre, mais est demeuré plus faible qu’au cours du premier semestre de 2022. Les marges de raffinage ont diminué en raison de l’approvisionnement régulier de diesel.

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

	Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2023	2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	675	2 409
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	1,15	3,63

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

2022	Prix	Volumes	Redevance	Autres	2023
1 346	(1 340)	(300)	420	258	384

Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est principalement due à la baisse des prix du marché et à l’élargissement du différentiel WTI/WCS. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 43,63 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont chuté de 43,75 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier des activités d’entretien planifiées à Syncrude et au calendrier des cycles de production et de vapeur à Cold Lake.

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

Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 180 millions de dollars et des frais d’exploitation plus faibles d’environ 130 millions de dollars, attribuables essentiellement à la baisse des prix de l’énergie.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

	Deuxième trimestre
En dollars canadiens, sauf indication contraire	2023	2022
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)	73,56	108,52
Western Canada Select (en dollars américains le baril)	58,49	95,80
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)	15,07	12,72
Bitume (le baril)	68,64	112,27
Pétrole brut synthétique (le baril)	100,92	144,67
Taux de change moyen (en dollars américains)	0,74	0,78

Production

	Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour	2023	2022
Kearl (part de L’Impériale)	154	159
Cold Lake	132	144
Syncrude (a)	66	81
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)	217	224

(a)	Au deuxième trimestre de 2023, la production brute de Syncrude comprenait environ 0 milliers de barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 2 milliers de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion.

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

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

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

2022	Marges	Autres	2023
1 033	(730)	(53)	250

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

Autres : Comprend des effets plus élevés des activités d’entretien d’environ 230 millions de dollars, reflétant les activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona, lesquels ont été partiellement compensés par des effets de change favorables d’environ 110 millions de dollars.

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

	Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire	2023	2022
Débit des raffineries	388	412
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	90	96
Ventes de produits pétroliers	475	480

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

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

2022	Marges	Autres	2023
53	—	18	71

Comptes non sectoriels et autres

	Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens	2023	2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	(30)	(23)

Situation de trésorerie et sources de financement

	Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens	2023	2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation	885	2 682
Activités d’investissement	(489)	(230)
Activités de financement	(263)	(2 734)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie	133	(282)
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période	2 376	2 867

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation reflètent principalement la baisse des prix obtenus dans le secteur Amont et les marges du secteur Aval.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement la hausse des ajouts aux immobilisations corporelles et la baisse du produit de la vente d’actifs.

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

	Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2023	2022
Dividendes versés	257	228
Dividende par action versé (en dollars)	0,44	0,34
Rachats d’actions (a)	—	2 500
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)	—	32,5

(a)

La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours du deuxième trimestre 2023. Au deuxième trimestre 2022, les rachats d’actions avaient été effectués dans le cadre de l’importante offre publique de rachat de la compagnie qui avait débuté le 6 mai 2022 et avait pris fin le 10 juin 2022, et comprenaient des actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir son pourcentage de participation à environ 69,6 %.

Le 27 juin 2023, la compagnie a annoncé dans un communiqué de presse qu’elle avait reçu l’approbation finale de la Bourse de Toronto pour une nouvelle offre publique de rachat dans le cours normal des activités et qu’elle poursuivra son programme de rachat d’actions existant. Le programme permet à la compagnie d’acheter jusqu’à un maximum de 29 207 635 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin 2023 au 28 juin 2024. Ce nombre maximum d’actions comprend les rachats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation, mais hors de l’offre publique de rachat. Comme dans le passé, la société Exxon Mobil Corporation a informé la compagnie qu’elle avait l’intention de conserver son pourcentage de participation à environ 69,6 %. Le programme prendra fin lorsque la compagnie aura acheté le nombre maximum d’actions autorisé dans le cadre du programme ou le 28 juin 2024. L’Impériale a l’intention d’accélérer ses rachats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et s’attend à racheter toutes les actions restantes auxquelles elle a droit avant la fin de l’exercice. Les projets de rachat peuvent être modifiés en tout temps sans préavis.

Comparaison des six premiers mois de 2023 et de 2022

	Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2023	2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	1 923	3 582
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	3,29	5,36

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

2022	Prix	Volumes	Redevance	Autres	2023
2 128	(2 340)	(170)	650	446	714

Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est principalement due à la baisse des prix du marché et à l’élargissement du différentiel WTI/WCS. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 42,59 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont chuté de 29,68 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier des activités d’entretien planifiées à Syncrude et au calendrier des cycles de production et de vapeur à Cold Lake, partiellement compensée par l’absence de conditions de froid extrême et une réduction des temps d’arrêt imprévus au site de Kearl.

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

Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 330 millions de dollars et des frais d’exploitation plus faibles d’environ 50 millions de dollars.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

	Six mois
En dollars canadiens, sauf indication contraire	2023	2022
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)	74,77	101,77
Western Canada Select (en dollars américains le baril)	54,92	88,13
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)	19,85	13,64
Bitume (le baril)	58,94	101,53
Pétrole brut synthétique (le baril)	101,73	131,41
Taux de change moyen (en dollars américains)	0,74	0,79

Production

	Six mois
en milliers de barils par jour	2023	2022
Kearl (part de L’Impériale)	169	146
Cold Lake	137	142
Syncrude (a)	71	79
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)	238	205

(a)	En 2023, la production brute de Syncrude comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 2 milliers de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.

La hausse de la production au site de Kearl était principalement attribuable à l’absence de conditions de froid extrême et à une réduction des temps d’arrêt imprévus, consécutivement au déploiement réussi de la stratégie d’aménagement hivernal.

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

2022	Marges	Autres	2023
1 422	(350)	48	1 120

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

Autres : Effets de change favorables d’environ 190 millions de dollars et volumes accrus d’environ 110 millions de dollars, partiellement compensés par les effets plus élevés des activités d’entretien d’environ 250 millions de dollars, reflétant les activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona.

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

	Six mois
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire	2023	2022
Débit des raffineries	403	406
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	93	95
Ventes de produits pétroliers	465	464

La baisse du débit des raffineries en 2023 reflète l’impact des activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona.

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

2022	Marges	Autres	2023
109	10	5	124

Comptes non sectoriels et autres

	Six mois
en millions de dollars canadiens	2023	2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	(35)	(77)

Situation de trésorerie et sources de financement

	Six mois
en millions de dollars canadiens	2023	2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation	64	4 596
Activités d’investissement	(903)	(509)
Activités de financement	(534)	(3 373)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie	(1 373)	714

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

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement la hausse des ajouts aux immobilisations corporelles et la baisse du produit de la vente d’actifs.

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

	Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2023	2022
Dividendes versés	523	413
Dividende par action versé (en dollars)	0,88	0,61
Rachats d’actions (a)	—	2 949
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)	—	41,4

(a)

La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours des six mois se terminant le 30 juin 2023. Au cours des six mois se terminant le 30 juin 2022, les rachats d’actions ont été 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.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les plans futurs de réduction des émissions en vue d’atteindre la carboneutralité dépendent de facteurs liés au marché futur tels que les progrès technologiques et l’appui en matière de politiques, et représentent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport comprennent notamment des références à l’engagement de longue date de la compagnie à distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires, y compris les achats effectués dans le cadre de l’offre publique de rachats d’actions dans le cours normal des activités et les projets de rachat accéléré en vue du parachèvement du programme avant la fin de l’exercice; les prévisions de production et de débit solides au cours du deuxième semestre de 2023; les efforts continus de la compagnie en vue de réduire l’intensité des émissions liées à ses activités, y compris l’impact de l’utilisation du diesel renouvelable à Kearl et l’adéquation démontrée de son utilisation dans des applications d’équipement lourd; le projet de diesel renouvelable de la compagnie à Strathcona, y compris l’échéancier, la production prévue, la forte demande, la capacité de réduire la dépendance à l’égard des importations coûteuses et la réduction des émissions de gaz à effet de serre; l’accroissement des activités de surveillance et d’évaluation à Kearl en ce qui a trait aux eaux d’infiltration et l’engagement avec les communautés autochtones locales; l’impact et le calendrier de la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, y compris la réduction de l’intensité des gaz à effet de serre, et les progrès relatifs au centre de stockage permanent du carbone de l’Alliance nouvelles voies, incluant l’obtention d’un accord de séquestration et l’échéancier d’une application réglementaire.

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

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

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

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

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

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

	Annexe I
	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2023	2022	2023	2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus	11 819	17 307	23 940	29 993
Total des dépenses	10 935	14 141	21 411	25 293
Bénéfice (perte) avant impôts	884	3 166	2 529	4 700
Impôts sur le bénéfice	209	757	606	1 118
Bénéfice (perte) net	675	2 409	1 923	3 582
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)	1,16	3,63	3,29	5,37
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	1,15	3,63	3,29	5,36
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts	10	3	18	19
Total de l’actif au 30 juin			42 126	44 892
Total de la dette au 30 juin			4 144	5 166
Capitaux propres au 30 juin			23 828	21 979
Capital utilisé au 30 juin			27 995	27 162
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total	292	227	549	455
Par action ordinaire (en dollars)	0,50	0,34	0,94	0,68
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 30 juin			584,2	636,7
Moyenne – compte tenu d’une dilution	585,3	664,4	585,3	668,1

	Annexe II
	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2023	2022	2023	2022
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période	2 376	2 867	2 376	2 867
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net	675	2 409	1 923	3 582
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement	453	451	943	877
(Gain) perte à la vente d’actifs	(13)	(4)	(22)	(24)
Impôts sur les bénéfices reportés et autres	(15)	(149)	(71)	(480)
Variations de l’actif et du passif d’exploitation	(251)	(101)	(2 626)	594
Autres postes – montant net	36	76	(83)	47
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	885	2 682	64	4 596
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles	(499)	(333)	(928)	(637)
Produits de la vente d’actifs	9	102	23	126
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net	1	1	2	2
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement	(489)	(230)	(903)	(509)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement	(263)	(2 734)	(534)	(3 373)

	Annexe III
	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2023	2022	2023	2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont	384	1 346	714	2 128
Secteur Aval	250	1 033	1 120	1 422
Produits chimiques	71	53	124	109
Comptes non sectoriels et autres	(30)	(23)	(35)	(77)
Bénéfice (perte) net	675	2 409	1 923	3 582
Produits et autres revenus
Secteur Amont	3 590	5 949	7 290	10 483
Secteur Aval	12 735	18 785	26 217	32 830
Produits chimiques	437	563	870	1 034
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	(4 943)	(7 990)	(10 437)	(14 354)
Produits et autres revenus	11 819	17 307	23 940	29 993
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont	1 432	2 357	2 975	4 247
Secteur Aval	11 133	16 261	22 329	28 773
Produits chimiques	263	401	537	716
Éliminations	(4 972)	(7 998)	(10 507)	(14 365)
Achats de pétrole brut et de produits	7 856	11 021	15 334	19 371
Production et fabrication
Secteur Amont	1 256	1 423	2 543	2 672
Secteur Aval	475	418	886	774
Produits chimiques	54	67	112	121
Éliminations	—	—	—	—
Production et fabrication	1 785	1 908	3 541	3 567
Frais de vente et frais généraux
Secteur Amont	—	—	—	—
Secteur Aval	160	153	317	300
Produits chimiques	22	22	48	45
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	24	16	27	71
Frais de vente et frais généraux	206	191	392	416
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont	303	233	624	455
Secteur Aval	152	69	226	137
Produits chimiques	5	2	9	3
Comptes non sectoriels et autres	33	10	63	15
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	493	314	922	610
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus	1	1	2	3

	Annexe IV
Données d’exploitation	Deuxième trimestre		Six mois
	2023	2022	2023	2022
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl	154	159	169	146
Cold Lake	132	144	137	142
Syncrude (a)	66	81	71	79
Classique	5	11	5	11
Total de la production de pétrole brut	357	395	382	378
LGN mis en vente	—	2	—	1
Total de la production de pétrole brut et de LGN	357	397	382	379
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)	35	98	36	105
Production brute d’équivalent pétrole (b)	363	413	388	397
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl	144	145	157	134
Cold Lake	105	101	112	104
Syncrude (a)	61	63	65	61
Classique	5	10	5	11
Total de la production de pétrole brut	315	319	339	310
LGN mis en vente	—	1	—	1
Total de la production de pétrole brut et de LGN	315	320	339	311
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)	32	95	36	98
Production nette d’équivalent pétrole (b)	320	336	345	327
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)	211	221	236	205
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)	174	191	182	189
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)	—	2	—	1
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)	68,64	112,27	58,94	101,53
Pétrole brut synthétique (le baril)	100,92	144,67	101,73	131,41
Pétrole brut classique (le baril)	64,33	115,80	64,65	106,99
LGN (le baril)	—	69,19	—	66,98
Gaz naturel (le millier de pieds cubes)	2,36	6,81	2,73	5,98
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)	388	412	403	406
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	90	96	93	95
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence	231	229	222	219
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur	176	179	180	176
Huiles lubrifiantes et autres produits	42	49	42	49
Mazout lourd	26	23	21	20
Ventes nettes de produits pétroliers	475	480	465	464
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)	220	222	438	432

(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	1	2
	Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)		-	2	1	2
(b)	Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.

 

	Annexe V
	Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (a)
	en millions de dollars canadiens	dollars canadiens
2019
Premier trimestre	293	0,38
Deuxième trimestre	1 212	1,57
Troisième trimestre	424	0,56
Quatrième trimestre	271	0,36
Exercice	2 200	2,88
2020
Premier trimestre	(188)	(0,25)
Deuxième trimestre	(526)	(0,72)
Troisième trimestre	3	—
Quatrième trimestre	(1 146)	(1,56)
Exercice	(1 857)	(2,53)
2021
Premier trimestre	392	0,53
Deuxième trimestre	366	0,50
Troisième trimestre	908	1,29
Quatrième trimestre	813	1,18
Exercice	2 479	3,48
2022
Premier trimestre	1 173	1,75
Deuxième trimestre	2 409	3,63
Troisième trimestre	2 031	3,24
Quatrième trimestre	1 727	2,86
Exercice	7 340	11,44
2023
Premier trimestre	1 248	2,13
Deuxième trimestre	675	1,15
Exercice	1 923	3,29

(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 générés par les activités d’exploitation et de vente d’actifs à la rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la compagnie.

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

	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2023	2022	2023	2022
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	885	2 682	64	4 596
Moins les variations du fonds de roulement
Variations de l’actif et du passif d’exploitation	(251)	(101)	(2 626)	594
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement	1 136	2 783	2 690	4 002

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

	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2023	2022	2023	2022
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	885	2 682	64	4 596
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles	(499)	(333)	(928)	(637)
Produits de la vente d’actifs	9	102	23	126
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net	1	1	2	2
Flux de trésorerie disponible	396	2 452	(839)	4 087

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 au deuxième trimestre ou au début de l’année en 2023 et 2022.

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

Rapprochement des coûts d’exploitation

	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2023	2022	2023	2022
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Total des dépenses	10 935	14 141	21 411	25 293
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits	7 856	11 021	15 334	19 371
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant	598	553	1 127	1 032
Dépréciation et épuisement	453	451	943	877
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite	20	5	40	9
Financement	16	11	32	18
Coûts d’exploitation	1 992	2 100	3 935	3 986

Composants des coûts d’exploitation

	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2023	2022	2023	2022
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Production et fabrication	1 785	1 908	3 541	3 567
Frais de vente et frais généraux	206	191	392	416
Exploration	1	1	2	3
Coûts d’exploitation	1 992	2 100	3 935	3 986

Contributions des segments au total des coûts d’exploitation

	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2023	2022	2023	2022
Secteur Amont	1 257	1 424	2 545	2 675
Secteur Aval	635	571	1 203	1 074
Produits chimiques	76	89	160	166
Éliminations/Comptes non sectoriels	24	16	27	71
Coûts d’exploitation	1 992	2 100	3 935	3 986

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

	Deuxième trimestre
	2023				2022
en millions de dollars canadiens	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude
Production et fabrication	1 256	526	282	412	1 423	578	396	380
Frais de vente et frais généraux	—	—	—	—	—	—	—	—
Exploration	1	—	—	—	1	—	—	—
Coûts d’exploitation	1 257	526	282	412	1 424	578	396	380
Production brute d’équivalent pétrole	363	154	132	66	413	159	144	81
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)	38,05	37,53	23,48	68,60	37,89	39,95	30,22	51,55
USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre	28,16	27,77	17,38	50,76	29,55	31,16	23,57	40,21
2023 0,74 dollars américain; 2022 0,78 dollars américain

 

	Six mois
	2023				2022
en millions de dollars canadiens	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude
Production et fabrication	2 543	1 084	584	811	2 672	1 099	718	728
Frais de vente et frais généraux	—	—	—	—	—	—	—	—
Exploration	2	—	—	—	3	—	—	—
Coûts d’exploitation	2 545	1 084	584	811	2 675	1 099	718	728
Production brute d’équivalent pétrole	388	169	137	71	397	146	142	79
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)	36,24	35,44	23,55	63,11	37,23	41,59	27,94	50,91
USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel	26,82	26,23	17,43	46,70	29,41	32,86	22,07	40,22
2023 0,74 dollar américain; 2022 0,79 dollar américain

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

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

Source : Imperial

Source: Imperial