News releases

CALGARY, Alberta--(BUSINESS WIRE)-- Imperial Oil Limited (TSE: IMO, NYSE American: IMO):

		Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire		2023		2022		∆I
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)		1 248		1 173		+75
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)		2,13		1,75		+0,38
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration		429		296		+133

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au premier trimestre de 1 248 millions de dollars, comparativement à un bénéfice net de 1 727 millions de dollars au quatrième trimestre de 2022, avec un rendement d’exploitation solide dans tous les secteurs d’activité contrebalancé par la baisse des prix obtenus dans le secteur Amont et les marges de raffinage. Les flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 821 millions de dollars, ce qui comprenait un versement de rattrapage de l’impôt sur le revenu de 2,1 milliards de dollars, comparativement à 2 797 millions de dollars générés au quatrième trimestre de 2022. Excluant le fonds de roulement¹, les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 554 millions de dollars.

« Les solides résultats financiers de L’Impériale au premier trimestre s’expliquent par des taux d’utilisation élevés soutenus dans l’ensemble de notre réseau de raffinage, ainsi que par la production record au premier trimestre au site de Kearl attribuable à des procédures d’exploitation améliorées en hiver » a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « Notre solide rendement d’exploitation a fait en sorte que L’Impériale était bien placée pour maximiser la récupération de la plus-value dans le contexte commercial actuel. »

La production du secteur Amont s’est élevée en moyenne à 413 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour au premier trimestre. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 259 000 barils par jour, soit la production la plus élevée au premier trimestre de son histoire. À Cold Lake, le rendement solide en matière de production a été maintenu avec une production trimestrielle brute s’établissant en moyenne à 141 000 barils par jour, marquant ainsi le sixième trimestre consécutif s’élevant à 140 000 barils ou plus par jour. À Syncrude, la production trimestrielle s’est établie à 76 000 barils bruts par jour, incluant le début des activités d’entretien planifiées de l’unité de cokéfaction devant être terminées vers la fin de mars.

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

Dans le secteur Aval, L’Impériale continue d’optimiser la production pour répondre à la demande au Canada grâce à un débit au cours du trimestre s’élevant en moyenne à 417 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation des capacités de production de 96 pour cent et des ventes de produits pétroliers de 455 000 barils par jour. En janvier, L’Impériale a ajouté la capacité de l’installation de transport du diesel par voie ferrée de Dartmouth, ce qui a contribué à l’accroissement du taux d’utilisation de la capacité dans les raffineries de la compagnie ainsi qu’à l’amélioration de la marge bénéficiaire globale.

Au cours du premier trimestre, la compagnie a continué de faire avancer les principales initiatives visant à réduire les émissions en appui de son objectif de carboneutralité. Les travaux avancent en ce qui concerne le projet de 720 millions de dollars pour la construction d’un complexe de diesel renouvelable à Strathcona dont la décision d’investissement finale a été annoncée en janvier; en mars, la compagnie a mis en service avec succès la troisième unité de gaz de combustion de chaudière à Kearl, la mise en service des trois dernières unités étant prévue plus tard cette année.

En février, l’Alliance nouvelles voies a annoncé que son réseau proposé de captage, d’utlilisation et de stockage du carbone est maintenant au stade de la conception, les travaux d’ingénierie et de préparation du terrain progressant rapidement pour soutenir une application réglementaire plus tard cette année. Dans le cadre de ces travaux, l’Alliance a adjugé un contrat d’ingénierie pour l’élaboration de plans détaillés en vue de la construction d’une canalisation de transport de CO₂ de 400 kilomètres qui reliera éventuellement plus de 20 installations de sables pétrolifères avec un centre de stockage permanent du carbone dans la région de Cold Lake, en Alberta. De plus, deux puits d’exploration ont été terminés jusqu’à présent afin d’évaluer davantage les caractéristiques géologiques de l’emplacement de stockage, et les résultats démontrent que l’emplacement convient très bien à la séquestration du carbone.

« À titre de membre fondateur de l’Alliance nouvelles voies, L’Impériale soutient la vision du Canada pour un avenir à émissions réduites » a déclaré M. Corson. « Des projets comme notre complexe de diesel renouvelable de Strathcona servent non seulement à soutenir notre propre cheminement vers la carboneutralité, mais ils aident aussi nos clients à réduire de façon significative leurs émissions. »

Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 266 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a déclaré un dividende de 50 cents par action au deuxième trimestre.

« Nous avons confiance en la capacité de L’Impériale de générer un solide flux de trésorerie disponible dans un large éventail de conditions commerciales », a déclaré M. Corson. « Nous maintenons notre engagement à distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires, et je suis heureux d’annoncer une hausse de 14 pour cent de notre dividende trimestriel. »

Faits saillants du premier trimestre

• Le bénéfice net s’est élevé à 1 248 millions de dollars, soit 2,13 dollars par action sur une base diluée, en hausse par rapport à 1 173 millions de dollars ou 1,75 dollar par action au premier trimestre de 2022.

• Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 821 millions de dollars, comparativement à des flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 1 914 millions de dollars pour la même période en 2022. Les flux de trésorerie au premier trimestre de 2023 comprenaient un versement de rattrapage de l’impôt sur le revenu de 2,1 milliards de dollars. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation, hors le fonds de roulement¹, se sont élevés à 1 554 millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 219 millions de dollars pour la même période en 2022.

• Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 429 millions de dollars, une hausse comparativement aux 296 millions de dollars au premier trimestre de 2022.

• La société a distribué 266 millions de dollars aux actionnaires au premier trimestre de 2023 sous forme de dividendes versés.

• La production s’est établie en moyenne à 413 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, en hausse par rapport aux 380 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour à la même période en 2022.

• La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 259 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 184 000 barils), soit la production la plus élevée au premier trimestre de l’histoire de l’actif et en hausse par rapport aux 186 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 132 000 barils) au cours du premier trimestre de 2022, reflétant le rendement d’exploitation amélioré en hiver.

• La production brute totale de bitume au site de Cold Lake s’est établie en moyenne à 141 000 barils par jour en hausse par rapport aux 140 000 barils par jour au premier trimestre de 2022, soit le sixième trimestre consécutif au cours duquel la production s’est établie à 140 000 barils ou plus par jour.

• La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 76 000 barils par jour, incluant le début des activités d’entretien planifiées de l’unité de cokéfaction devant être terminées vers la fin de mars, en hausse par rapport aux 77 000 barils par jour du premier trimestre de 2022.

• Le débit moyen des raffineries a été de 417 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 399 000 barils par jour du premier trimestre de 2022. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 96 pour cent, en hausse par rapport à 93 pour cent au premier trimestre de 2022.

• Les ventes de produits pétroliers étaient de 455 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 447 000 barils par jour du premier trimestre de 2022.

• L’ajout de l’installation de transport du diesel par voie ferrée de Dartmouth a contribué à l’accroissement du taux d’utilisation de la capacité dans les raffineries de la compagnie ainsi qu’à l’amélioration de la marge bénéficiaire globale.

• Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 53 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 56 millions de dollars au premier trimestre de 2022.

• La troisième unité de gaz de combustion de chaudière a été mise en service avec succès à Kearl, la mise en service des trois dernières unités étant prévue plus tard cette année. Cette technologie permet de récupérer la chaleur résiduelle des gaz de combustion émanant d’une chaudière afin de préchauffer l’eau de procédé, et les six unités combinées ont le potentiel de réduire les émissions de gaz à effet de serre de jusqu’à 220 000 tonnes par année.

• Alliance nouvelles voies a annoncé que son réseau proposé de captage, d’utilisation et de stockage du carbone est maintenant au stade de la conception, les travaux d’ingénierie et de préparation du terrain progressant rapidement pour soutenir une application réglementaire plus tard cette année. Dans le cadre de ces travaux, l’Alliance a adjugé un contrat d’ingénierie pour l’élaboration de plans détaillés en vue de la construction d’une canalisation de transport de CO₂ de 400 kilomètres qui reliera éventuellement plus de 20 installations de sables pétrolifères avec un centre de stockage permanent du carbone dans la région de Cold Lake, en Alberta. De plus, deux puits d’exploration ont été terminés jusqu’à présent afin d’évaluer davantage les caractéristiques géologiques de l’emplacement de stockage, et les résultats démontrent que l’emplacement convient très bien à la séquestration du carbone.

• Les travaux progressent en ce qui a trait aux mesures d’atténuation visant à résoudre le problème des eaux d’infiltration dans des endroits près de la limite de concession de Kearl. Environ 200 personnes continuent de travailler à des activités connexes sur le site. L’Impériale continue de communiquer directement avec les communautés autochtones locales et de leur fournir des mises à jour et collabore avec des agents chargés de la réglementation de l’Alberta Energy Regulator et de ministères gouvernementaux pour leur fournir de l’information. La surveillance continue de montrer qu’il n’y a pas eu d’impacts sur les sources d’eau potable locales ni aucune indication d’impact sur la faune.

Contexte commercial récent

Pendant le premier trimestre de 2023, le prix du pétrole brut a chuté à mesure que les stocks de pétrole sur le marché mondial ont atteint des niveaux plus élevés. Cette hausse des niveaux de stock a été suivie au début du deuxième trimestre par des annonces de réduction de la production dans certains des principaux pays producteurs de pétrole. En outre, au Canada, l’élargissement du différentiel WTI/WCS s’est poursuivi en janvier et en février avant de commencer à se rétablir en mars. Les marges de raffinage sont demeurées élevées en raison des faibles niveaux de stocks de produits pétroliers.

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

		Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire		2023		2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)		1 248		1 173
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)		2,13		1,75

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

2022		Prix		Volumes		Redevance		Autres		2023
782		(940)		100		240		148		330

Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est principalement due à la baisse des prix du marché et à l’élargissement du différentiel WTI/WCS. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont baissé de 39,03 $ le baril, coïncidant généralement avec ceux du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont chuté de 14,79 $ le baril, coïncidant généralement avec ceux du WTI.

Volumes : La hausse des volumes découle principalement de l’absence de conditions de froid extrême et d’une réduction des temps d’arrêt imprévus à Kearl grâce au déploiement réussi de la stratégie hivernale.

Redevances : La diminution des redevances est principalement attribuable au fléchissement des prix des matières premières.

Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 150 millions de dollars, lesquels ont été partiellement compensés par des frais d’exploitation plus élevés d’environ 80 millions de dollars.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

	Premier trimestre
En dollars canadiens, sauf indication contraire	2023		2022
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)	75,98		95,01
Western Canada Select (en dollars américains le baril)	51,42		80,46
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)	24,56		14,55
Bitume (le baril)	50,33		89,36
Pétrole brut synthétique (le baril)	102,45		117,24
Taux de change moyen (en dollars américains)	0,74		0,79

Production

	Premier trimestre
en milliers de barils par jour	2023		2022
Kearl (part de L’Impériale)	184		132
Cold Lake	141		140
Syncrude (a)	76		77
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)	259		186
(a) Au premier trimestre de 2023, la production brute de Syncrude comprenait environ 2 milliers de barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 2 milliers de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.

La hausse de la production à Kearl découle principalement de l’absence de conditions de froid extrême et d’une réduction des temps d’arrêt imprévus grâce au déploiement réussi de la stratégie hivernale.

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

2022		Marges		Autres		2023
389		370		111		870

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

Autres : Amélioration des volumes d’environ 90 millions de dollars et des effets de change favorables d’environ 80 millions de dollars.

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

	Premier trimestre
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire	2023		2022
Débit des raffineries	417		399
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	96		93
Ventes de produits pétroliers	455		447

L’amélioration du débit des raffineries au premier trimestre de 2023 est principalement attribuable à la diminution des activités d’entretien systématique.

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

2022		Marges		Autres		2023
56		—		(3)		53

Comptes non sectoriels et autres

	Premier trimestre
en millions de dollars canadiens	2023		2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	(5)		(54)

Situation de trésorerie et sources de financement

	Premier trimestre
en millions de dollars canadiens	2023		2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation	(821)		1 914
Activités d’investissement	(414)		(279)
Activités de financement	(271)		(639)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie	(1 506)		996
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période	2 243		3 149

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement les effets défavorables du fonds de roulement, incluant un versement de rattrapage de l’impôt sur le revenu de 2,1 milliards de dollars et la baisse des prix obtenus dans le secteur Amont, partiellement compensés par les marges plus élevées dans le secteur Aval.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement la hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.

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

	Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2023		2022
Dividendes versés	266		185
Dividende par action versé (en dollars)	0,44		0,27
Rachats d’actions (a)	—		449
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)	—		8,9
La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours de premier trimestre de 2023. Au cours du premier trimestre de 2022, les rachats d’actions ont été effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie et couvraient les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation, mais hors de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les plans futurs de réduction des émissions en vue d’atteindre la carboneutralité dépendent de facteurs liés au marché futur tels que les progrès technologiques et l’appui en matière de politiques, et représentent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport comprennent notamment des références à la poursuite de l’optimisation de la production pour répondre à la demande de carburant au Canada; l’impact de l’installation de transport du pétrole par voie ferrée de Dartmouth sur l’utilisation et la marge globale de captage du carbone; le complexe de diesel renouvelable de la compagnie à Strathcona, incluant le coût du projet, son incidence sur le cheminement de la compagnie vers la carboneutralité et sur l’aide apportée aux clients en vue de réduire leurs émissions; le calendrier de mise en service de l’unité de gaz de combustion de chaudière à Kearl et les projections concernant les réductions des émissions; les progrès en ce qui concerne le réseau de captage, d’utilisation et de stockage du carbone de l’Alliance nouvelles voies, y compris l’échéancier et l’évaluation de l’emplacement de stockage; la capacité de générer un flux de trésorerie disponible robuste dans un large éventail de conditions commerciales; le maintien de l’engagement à distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires; et les activités menées à Kearl en ce a trait aux eaux d’infiltration, y compris les effectifs et l’engagement continu envers les communautés, les agents et les ministères gouvernementaux chargés de la réglementation.

Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses émises au moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la croissance de la demande et la source, l’offre et le bouquet énergétiques; les taux, la croissance et la composition de la production de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les capacités et l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs, y compris son investissement dans le complexe de production de diesel renouvelable à Strathcona; l’adoption de nouvelles installations ou technologies et leur incidence sur la réduction de l’intensité des émissions de GES, y compris notamment, mais sans s’y limiter, le diesel renouvelable de Strathcona, le captage, l’utilisation et le stockage du carbone notamment en lien avec l’hydrogène requis pour le projet de diesel renouvelable, et tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces projets; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût des charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales et la fourniture de diesel renouvelable à la Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les carburants à faibles émissions de carbone; le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à faibles émissions de carbone; l’appui des responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les nouvelles technologies comme le captage, l’utilisation et le stockage du carbone; le rendement des tiers fournisseurs de services; la réception des approbations réglementaires en temps voulu; le taux d’utilisation de la capacité de raffinage; les lois applicables et les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement aux changements climatiques, aux réductions des émissions de GES et aux carburants à faibles émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression inflationniste en cours ; l’allocation du capital, y compris les gains réalisés par les actionnaires, et les dépenses en capital et liées à l’environnement; l’évolution de la pandémie de la COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de L’Impériale à exploiter ses actifs; ainsi que les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.

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

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

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

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

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

	Annexe I
		Trois mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire		2023		2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus		12 121		12 686
Total des dépenses		10 476		11 152
Bénéfice (perte) avant impôts		1 645		1 534
Impôts sur le bénéfice		397		361
Bénéfice (perte) net		1 248		1 173
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)		2,14		1,75
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)		2,13		1,75
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts		8		16
Total de l’actif au 31 mars		42 115		43 810
Total de la dette au 31 mars		4 149		5 171
Capitaux propres au 31 mars		23 435		22 276
Capital utilisé au 31 mars		27 610		27 471
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total		257		228
Par action ordinaire (en dollars)		0,44		0,34
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 31 mars		584,2		669,1
Moyenne – compte tenu d’une dilution		585,4		671,9

	Annexe II
		Trois mois
en millions de dollars canadiens		2023		2022
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période		2 243		3 149
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net		1 248		1 173
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement		490		426
(Gain) perte à la vente d’actifs		(9)		(20)
Impôts sur les bénéfices reportés et autres		(56)		(331)
Variations de l’actif et du passif d’exploitation		(2 375)		695
Autres postes – montant net		(119)		(29)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation		(821)		1 914
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles		(429)		(304)
Produits de la vente d’actifs		14		24
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net		1		1
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement		(414)		(279)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement		(271)		(639)

	Annexe III
		Trois mois
en millions de dollars canadiens		2023		2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont		330		782
Secteur Aval		870		389
Produits chimiques		53		56
Comptes non sectoriels et autres		(5)		(54)
Bénéfice (perte) net		1 248		1 173
Produits et autres revenus
Secteur Amont		3 700		4 534
Secteur Aval		13 482		14 045
Produits chimiques		433		471
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres		(5 494)		(6 364)
Produits et autres revenus		12 121		12 686
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont		1 543		1 890
Secteur Aval		11 196		12 512
Produits chimiques		274		315
Éliminations		(5 535)		(6 367)
Achats de pétrole brut et de produits		7 478		8 350
Production et fabrication
Secteur Amont		1 287		1 249
Secteur Aval		411		356
Produits chimiques		58		54
Éliminations		—		—
Production et fabrication		1 756		1 659
Frais de vente et frais généraux
Secteur Amont		—		—
Secteur Aval		157		147
Produits chimiques		26		23
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres		3		55
Frais de vente et frais généraux		186		225
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont		321		222
Secteur Aval		74		68
Produits chimiques		4		1
Comptes non sectoriels et autres		30		5
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration		429		296
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus		1		2

	Annexe IV
Données d’exploitation		Trois mois
		2023		2022
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl		184		132
Cold Lake		141		140
Syncrude (a)		76		77
Classique		5		11
Total de la production de pétrole brut		406		360
LGN mis en vente		—		2
Total de la production de pétrole brut et de LGN		406		362
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)		40		110
Production brute d’équivalent pétrole (b)		413		380
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl		171		123
Cold Lake		118		107
Syncrude (a)		70		59
Classique		5		11
Total de la production de pétrole brut		364		300
LGN mis en vente		—		1
Total de la production de pétrole brut et de LGN		364		301
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)		37		107
Production nette d’équivalent pétrole (b)		370		319
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)		261		189
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)		190		187
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)		—		1
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)		50,33		89,36
Pétrole brut synthétique (le baril)		102,45		117,24
Pétrole brut classique (le baril)		65,02		98,38
LGN (le baril)		—		59,27
Gaz naturel (le millier de pieds cubes)		3,05		5,08
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)		417		399
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)		96		93
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence		213		209
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur		183		173
Huiles lubrifiantes et autres produits		42		48
Mazout lourd		17		17
Ventes nettes de produits pétroliers		455		447
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)		218		210
(a) La production brute et nette de Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)		2		2
Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)		2		2
(b) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.

			Annexe V
	Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)		Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (a)
	en millions de dollars canadiens		dollars canadiens
2019
Premier trimestre	293		0,38
Deuxième trimestre	1 212		1,57
Troisième trimestre	424		0,56
Quatrième trimestre	271		0,36
Exercice	2 200		2,88
2020
Premier trimestre	(188)		(0,25)
Deuxième trimestre	(526)		(0,72)
Troisième trimestre	3		—
Quatrième trimestre	(1 146)		(1,56)
Exercice	(1 857)		(2,53)
2021
Premier trimestre	392		0,53
Deuxième trimestre	366		0,50
Troisième trimestre	908		1,29
Quatrième trimestre	813		1,18
Exercice	2 479		3,48
2022
Premier trimestre	1 173		1,75
Deuxième trimestre	2 409		3,63
Troisième trimestre	2 031		3,24
Quatrième trimestre	1 727		2,86
Exercice	7 340		11,44
2023
Premier trimestre	1 248		2,13
(a) Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.

Annexe VI

Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières

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

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

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

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

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

		Trois mois
en millions de dollars canadiens		2023		2022
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation		(821)		1 914
Moins les variations du fonds de roulement
Variations de l’actif et du passif d’exploitation		(2 375)		695
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement		1 554		1 219

Flux de trésorerie disponible

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

Rapprochement du flux de trésorerie disponible

		Trois mois
en millions de dollars canadiens		2023		2022
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation		(821)		1 914
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles		(429)		(304)
Produits de la vente d’actifs		14		24
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net		1		1
Flux de trésorerie disponible		(1 235)		1 635

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

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

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

Aucun élément n’a été identifié aux premiers trimestres de 2023 et 2022.

Coûts d’exploitation (coûts financiers)

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

Rapprochement des coûts d’exploitation

	Trois mois
en millions de dollars canadiens	2023		2022
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Total des dépenses	10 476		11 152
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits	7 478		8 350
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant	529		479
Dépréciation et épuisement	490		426
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite	20		4
Financement	16		7
Total des coûts d’exploitation	1 943		1 886

Composants des coûts d’exploitation

	Trois mois
en millions de dollars canadiens	2023		2022
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Production et fabrication	1 756		1 659
Frais de vente et frais généraux	186		225
Exploration	1		2
Coûts d’exploitation	1 943		1 886

Contributions des segments au total des coûts d’exploitation

	Trois mois
en millions de dollars canadiens	2023		2022
Secteur Amont	1 288		1 251
Secteur Aval	568		503
Produits chimiques	84		77
Éliminations/Comptes non sectoriels	3		55
Coûts d’exploitation	1 943		1 886

Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires)

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

Composants des coûts d’exploitation unitaires

	Trois mois
	2023								2022
en millions de dollars canadiens	Secteur Amont (a)		Kearl		Cold Lake		Syncrude		Secteur Amont (a)		Kearl		Cold Lake		Syncrude
Production et fabrication	1 287		558		302		399		1 249		521		322		348
Frais de vente et frais généraux	—		—		—		—		—		—		—		—
Exploration	1		—		—		—		2		—		—		—
Coûts d’exploitation	1 288		558		302		399		1 251		521		322		348
Production brute d’équivalent pétrole	413		184		141		76		380		132		140		77
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)	34,65		33,70		23,80		58,33		36,58		43,86		25,56		50,22
USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel	25,64		24,94		17,61		43,16		28,90		34,65		20,19		39,67
2023 0,74 dollar américain; 2022 0,79 dollar américain
(a) Le secteur Amont comprend la part de L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.

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

Source: Imperial

Source: Imperial