-
Bénéfice net trimestriel de 1 237 millions de dollars
-
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 487 millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le fonds de roulement1 de 1 797 millions de dollars
-
Production du secteur Amont de 447 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, la plus élevée au troisième trimestre depuis plus de 30 ans
-
Record de production du troisième trimestre égalé à Kearl, avec une production totale brute de 295 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils)
-
Production de 147 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour à Cold Lake, reflétant une forte augmentation initiale du projet de Grand Rapids
-
Taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 90 pour cent, comprenant l’exécution en toute sécurité des activités d’entretien planifiées à Nanticoke et Strathcona
-
Distribution de 1 528 millions de dollars aux actionnaires, dont 322 millions de dollars de dividendes et 1 206 millions de dollars en rachats d’actions accélérés
CALGARY, Alberta--(BUSINESS WIRE)--
L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :
|
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
∆
|
2024
|
2023
|
∆
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
|
1 237
|
1 601
|
(364)
|
3 565
|
3 524
|
+41
|
|
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
|
2,33
|
2,76
|
(0,43)
|
6,66
|
6,04
|
+0,62
|
|
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
|
486
|
387
|
+99
|
1 444
|
1 309
|
+135
|
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au troisième trimestre de 1 237 millions de dollars, en hausse par rapport au bénéfice net de 1 133 millions de dollars au deuxième trimestre de 2024, reflétant une augmentation de la production et une baisse des frais d’exploitation dans le secteur Amont, partiellement contrebalancées par une baisse des prix obtenus. Les flux de trésorerie trimestriels générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 487 millions de dollars, comparativement à 1 629 millions de dollars au deuxième trimestre de 2024. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 1 797 millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 508 millions de dollars au deuxième trimestre de 2024.
« L’Impériale a réalisé un autre solide trimestre de rendement d’exploitation exceptionnel dans le cadre de ses activités intégrées », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « Les résultats d’exploitation ont été stimulés par la production au troisième trimestre la plus élevée depuis plus de 30 ans et l’amélioration continue des charges décaissées unitaires1 dans le secteur Amont, ainsi que par un solide taux d’utilisation de la capacité du secteur Aval, parallèlement à l’exécution en toute sécurité d’importantes activités d’entretien planifiées dans les raffineries de Nanticoke et Strathcona. »
La production du secteur Amont au troisième trimestre s’est établie en moyenne à 447 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production au troisième trimestre la plus élevée depuis plus de 30 ans. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 295 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils), égalant le record de production du troisième trimestre de cet actif et atteignant un record de production en cumul annuel. À Cold Lake, la production brute trimestrielle s’est établie en moyenne à 147 000 barils par jour, étayée par la forte augmentation de la production provenant de Grand Rapids, qui utilise la technologie SGSIV avec adjonction de solvant. Grand Rapids a produit 15 000 barils par jour tout au long du trimestre et une moyenne de 20 000 barils par jour au cours du mois de septembre, dépassant ainsi les prévisions initiales. L’usine de Maskwa à Cold Lake a achevé avec succès ses activités d’entretien planifiées, en toute sécurité et en avance sur le calendrier. La quote-part de la compagnie dans la production trimestrielle de Syncrude s’est établie en moyenne à 81 000 barils bruts par jour.
« La forte augmentation de la production à Grand Rapids, première application commerciale de la technologie SGSIV avec adjonction de solvant dans l’industrie, est une étape importante dans la transformation de notre actif de Cold Lake qui soutient notre stratégie à long terme visant à accroître la production, à réduire les charges décaissées unitaires1 et à réduire l’intensité des gaz à effet de serre », a déclaré Corson.
Le débit du secteur Aval pour le trimestre s’est élevé en moyenne à 389 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 90 pour cent. Les résultats d’exploitation comprennent l’exécution en toute sécurité des activités d’entretien planifiées dans les raffineries de Nanticoke et de Strathcona, en avance sur le calendrier prévu et en deçà du budget prévu. Les ventes de produits pétroliers se sont élevées en moyenne à 487 000 barils par jour. Les travaux de la plus grande installation de diesel renouvelable au Canada se sont poursuivis dans la raffinerie de Strathcona. Une fois achevé, le projet devrait pouvoir produire plus d’un milliard de litres de diesel renouvelable par an.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué au total 1 528 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes et de rachats d’actions accélérés dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. La compagnie a également déclaré un dividende de 60 cents par action pour le quatrième trimestre.
« L’Impériale reste déterminée à offrir des rendements en dividendes aux actionnaires, comme en témoignent 30 années consécutives de croissance des dividendes et l’exécution prévue du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités avant la fin de l’année », a déclaré M. Corson.
Faits saillants du troisième trimestre
-
Le bénéfice net s’est élevé à 1 237 millions de dollars, ou 2,33 dollars par action sur une base diluée,
comparativement à 1 601 millions de dollars, ou 2,76 dollars par action, au troisième trimestre de 2023.
-
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 1 487 millions de dollars
, comparativement à 2 359 millions de dollars au troisième trimestre de 2023. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 1 797 millions de dollars, comparativement à 1 946 millions de dollars pour la même période en 2023.
-
Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 486 millions de dollars
, en hausse par rapport aux 387 millions de dollars au troisième trimestre de 2023.
-
La compagnie a distribué 1 528 millions de dollars aux actionnaires au troisième
trimestre 2024
, dont 322 millions de dollars de dividendes et 1 206 millions de dollars en rachats d’actions accélérés. L’Impériale prévoit exécuter son programme d’offre publique de rachat accéléré dans le cours normal des activités avant la fin de l’année.
-
La production s’est établie en moyenne à 447 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
, soit la production au troisième trimestre la plus élevée depuis plus de 30 ans, en hausse par rapport aux 423 000 barils bruts d’équivalent pétrole par jour au cours de la même période en 2023, principalement attribuable à Grand Rapids, et au calendrier des cycles de production et de vapeur à Cold Lake.
-
La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 295 000 barils par jour
(la part de L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils), égalant la production au troisième trimestre la plus élevée de l’actif en 2023.
-
La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en moyenne à 147 000 barils par jour
, tout en prenant en compte les activités d’entretien planifiées à Maskwa, en hausse par rapport aux 128 000 barils par jour au troisième trimestre de 2023. Cette hausse est principalement attribuable à Grand Rapids et au calendrier des cycles de production et de vapeur.
-
L’augmentation de la production à Grand Rapids a permis d’atteindre en moyenne 15 000 barils par jour.
Grand Rapids est le premier projet SGSIV avec adjonction de solvant de l’industrie. Il a atteint une moyenne de 20 000 barils par jour pour le mois de septembre alors que son optimisation se poursuit.
-
Le projet de réaménagement SGSIV Leming
a achevé les jonctions pour les modules, alors que l’installation se poursuit. Le projet devrait démarrer en 2025, avec une production maximale prévue d’environ 9 000 barils par jour.
-
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 81 000 barils par jour,
en hausse par rapport aux 75 000 barils par jour au troisième trimestre de 2023.
-
Le débit moyen des raffineries s’est établi à 389 000 barils par jour,
comparativement aux 416 000 barils par jour au troisième trimestre de 2023, reflétant l’exécution en toute sécurité des activités d’entretien planifiées dans les raffineries de Nanticoke et de Strathcona, en avance sur le calendrier prévu et en deçà du budget prévu. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 90 pour cent, comparativement à 96 pour cent au troisième trimestre de 2023.
-
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 487 000 barils par jour, comparativement à
478 000 barils par jour au troisième trimestre de 2023.
-
Poursuite des travaux à la plus grande installation de diesel renouvelable au Canada dans sa raffinerie de Strathcona.
Une fois achevé, le projet devrait pouvoir produire plus d’un milliard de litres de diesel renouvelable par an.
-
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 28 millions de dollars pour le trimestre,
en hausse par rapport aux 23 millions de dollars au troisième trimestre de 2023.
-
Lauréate du palmarès TSX 30 de la Bourse de Toronto
, selon le rendement moyen du cours de l’action rajusté en fonction du dividende sur 3 ans de 167 pour cent.
-
L’Alliance Nouvelles voies a poursuivi les travaux techniques préliminaires et a lancé une demande de propositions
auprès des fabricants de pipelines pour le pipeline de transport proposé. L’achèvement du projet de captage et de stockage du carbone est subordonné à l’obtention d’un soutien fiscal et d’approbations réglementaires.
Contexte commercial récent
Au cours du troisième trimestre, les prix du brut ont baissé par rapport au deuxième trimestre, reflétant l’incertitude quant à la demande future de la Chine et à l’offre de l’OPEP+. Le différentiel WTI/WCS canadien est resté stable au troisième trimestre et s’est resserré par rapport à la moyenne pour l’exercice complet de 2023. Les marges de raffinage de l’industrie ont diminué par rapport au deuxième trimestre, l’augmentation de l’offre ayant dépassé la demande mondiale.
Résultats d’exploitation
Comparaison des troisièmes trimestres de 2024 et 2023
|
Troisième trimestre
|
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
|
1 237
|
1 601
|
|
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
|
2,33
|
2,76
|
Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
|
2023
|
Prix
|
Volumes
|
Redevance
|
Autres
|
2024
|
|
1 028
|
(310)
|
140
|
60
|
109
|
1 027
|
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 8,81 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une baisse des prix de référence. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont diminué de 8,57 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : L’augmentation des volumes est principalement attribuable à Grand Rapids, et au calendrier des cycles de production et de vapeur à Cold Lake.
Redevances : La baisse des redevances est principalement attribuable à la baisse des prix des matières premières, en partie compensée par l’augmentation des volumes.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles d’environ 80 millions de dollars, attribuables essentiellement à la baisse des prix de l’énergie.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
|
Troisième trimestre
|
|
En dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
|
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)
|
75,27
|
82,32
|
|
Western Canada Select (en dollars américains le baril)
|
61,76
|
69,39
|
|
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)
|
13,51
|
12,93
|
|
Bitume (le baril)
|
77,24
|
86,05
|
|
Pétrole brut synthétique (le baril)
|
104,41
|
112,98
|
|
Taux de change moyen (en dollars américains)
|
0,73
|
0,75
|
Production
|
|
Troisième trimestre
|
|
en milliers de barils par jour
|
2024
|
2023
|
|
Kearl (part de L’Impériale)
|
209
|
209
|
|
Cold Lake
|
147
|
128
|
|
Syncrude
|
81
|
75
|
|
|
|
|
|
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)
|
295
|
295
|
La hausse de la production à Cold Lake est principalement attribuable à Grand Rapids, et au calendrier des cycles de production et de vapeur.
Secteur Aval
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
|
2023
|
Marges
|
Autres
|
2024
|
|
586
|
(340)
|
(41)
|
205
|
Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des conditions du marché.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
|
Troisième trimestre
|
|
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
|
Débit des raffineries
|
389
|
416
|
|
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
|
90
|
96
|
|
Ventes de produits pétroliers
|
487
|
478
|
Le débit des raffineries au troisième trimestre de 2024 reflète l’impact des activités d’entretien aux raffineries de Nanticoke et de Strathcona. Le débit des raffineries au troisième trimestre de 2023 a reflété l’impact des activités d’entretien à la raffinerie de Sarnia.
Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
|
2023
|
Marges
|
Autres
|
2024
|
|
23
|
20
|
(15)
|
28
|
Comptes non sectoriels et autres
|
|
Troisième trimestre
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
|
(23
|
)
|
(36
|
)
|
Situation de trésorerie et sources de financement
|
|
Troisième trimestre
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
|
Flux de trésorerie liés aux :
|
|
|
|
Activités d’exploitation
|
1 487
|
|
2 359
|
|
|
Activités d’investissement
|
(484
|
)
|
(380
|
)
|
|
Activités de financement
|
(1 533
|
)
|
(1 639
|
)
|
|
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie
|
(530
|
)
|
340
|
|
|
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période
|
1 490
|
|
2 716
|
|
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement les effets défavorables du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement :
|
|
Troisième trimestre
|
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
|
Dividendes versés
|
322
|
292
|
|
Dividende par action versé (en dollars)
|
0,60
|
0,50
|
|
Rachats d’actions (a)
|
1 206
|
1 342
|
|
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)
|
12,4
|
17,5
|
|
(a)
|
Les rachats d’actions ont été effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie et comprennent les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation.
|
Comparaison des neuf premiers mois de 2024 et de 2023
|
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
|
3 565
|
3 524
|
|
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
|
6,66
|
6,04
|
Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
|
2023
|
Prix
|
Volumes
|
Redevance
|
Autres
|
2024
|
|
1 742
|
330
|
440
|
(240)
|
112
|
2 384
|
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 6,90 $ le baril, cela étant principalement attribuable au resserrement du différentiel WTI/WCS, à la baisse des coûts des diluants et à la hausse des prix de référence. Les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont baissé de 2,70 $ le baril, une baisse principalement due au resserrement du différentiel synthétique/WTI, qui a été partiellement compensée par la hausse du WTI.
Volumes : La hausse des volumes est principalement attribuable à une amélioration de la productivité du parc de mine et à l’optimisation des activités d’entretien à Kearl, ainsi qu’à Grand Rapids et au calendrier des cycles de production et de vapeur à Cold Lake.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement attribuable à la hausse des volumes.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles d’environ 200 millions de dollars, attribuables essentiellement à la baisse des prix de l’énergie, à des effets de change favorables d’environ 70 millions de dollars, partiellement contrebalancés par la baisse des ventes d’électricité à Cold Lake en raison de la baisse des prix.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
|
|
Neuf mois
|
|
En dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
|
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)
|
77,59
|
77,29
|
|
Western Canada Select (en dollars américains le baril)
|
62,15
|
59,67
|
|
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)
|
15,44
|
17,62
|
|
Bitume (le baril)
|
75,60
|
68,70
|
|
Pétrole brut synthétique (le baril)
|
102,95
|
105,65
|
|
Taux de change moyen (en dollars américains)
|
0,74
|
0,74
|
Production
|
|
Neuf mois
|
|
en milliers de barils par jour
|
2024
|
2023
|
|
Kearl (part de L’Impériale)
|
195
|
182
|
|
Cold Lake
|
145
|
134
|
|
Syncrude (a)
|
73
|
72
|
|
|
|
|
|
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)
|
275
|
257
|
|
(a)
|
En 2024, la production brute de Syncrude comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2023 – 1 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
|
La hausse de la production au site de Kearl est principalement attribuable à une amélioration de la productivité du parc de mine et à l’optimisation des activités d’entretien.
La hausse de la production à Cold Lake est principalement attribuable à Grand Rapids, et au calendrier des cycles de production et de vapeur.
Secteur Aval
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
|
2023
|
Marges
|
Autres
|
2024
|
|
1 706
|
(640)
|
64
|
1 130
|
Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des conditions du marché.
Autres : Attribuable essentiellement à une diminution des coûts d’entretien d’environ 110 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
|
|
Neuf mois
|
|
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
|
Débit des raffineries
|
395
|
407
|
|
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
|
91
|
94
|
|
Ventes de produits pétroliers
|
469
|
469
|
La baisse du débit des raffineries en 2024 reflète principalement l’impact des activités d’entretien à la raffinerie de Nanticoke.
Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
|
2023
|
Marges
|
Autres
|
2024
|
|
147
|
20
|
(17)
|
150
|
Comptes non sectoriels et autres
|
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
|
(99
|
)
|
(71
|
)
|
Situation de trésorerie et sources de financement
|
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
|
Flux de trésorerie liés aux :
|
|
|
|
Activités d’exploitation
|
4 192
|
|
2 423
|
|
|
Activités d’investissement
|
(1 421
|
)
|
(1 283
|
)
|
|
Activités de financement
|
(2 145
|
)
|
(2 173
|
)
|
|
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie
|
626
|
|
(1 033
|
)
|
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement l’absence d’effets défavorables du fonds de roulement liés en grande partie à une charge d’impôt « de rattrapage » de 2,1 milliards de dollars au cours de l’exercice précédent.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement :
|
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
|
Dividendes versés
|
921
|
815
|
|
Dividende par action versé (en dollars)
|
1,70
|
1,38
|
|
Rachats d’actions (a)
|
1 206
|
1 342
|
|
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)
|
12,4
|
17,5
|
|
(a)
|
Les rachats d’actions ont été effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie et comprennent les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation.
|
Le 24 juin 2024, 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 26 791 840 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin 2024 au 28 juin 2025. Ce nombre maximum d’actions comprend les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. 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 % du capital. Le programme prendra fin lorsque la compagnie aura acheté le nombre maximum d’actions autorisé dans le cadre du programme ou autrement le 28 juin 2025. L’Impériale a l’intention d’accélérer ses achats 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.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les feuilles de route ou les plans futurs liés au captage, au transport et au stockage du carbone, aux biocarburants, à l’hydrogène et à d’autres plans futurs visant à réduire les émissions et l’intensité des émissions de la compagnie, de ses sociétés affiliées et des tiers dépendent des facteurs futurs du marché, tels que les progrès technologiques continus, le soutien politique et l’adoption et l’autorisation de nouvelles règles, et constituent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport mentionnent notamment les programmes de rendement pour les actionnaires, y compris l’engagement à offrir des rendements aux actionnaires, les achats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et l’accélération des achats afin de terminer l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités avant la fin de l’année; les conséquences du projet Grand Rapids à Cold Lake, y compris la production et les contributions du projet à la réalisation de la stratégie à long terme de l’entreprise; le projet de diesel renouvelable Strathcona de la compagnie, y compris le calendrier et la capacité de production prévue; le projet de réaménagement SGSIV Leming de la compagnie, y compris le calendrier et la production prévue;;; et les progrès et les conditions en ce qui concerne le projet de captage et de stockage du carbone de l’Alliance nouvelles voies.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses émises au moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la demande, l’offre et le bouquet énergétiques futurs; les taux, la croissance et la composition de la production de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les capacités et l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs, y compris le projet Grand Rapids à Cold Lake, le projet de diesel renouvelable de Strathcona et le projet de réaménagement SGSIV Leming; 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 des actionnaires majoritaires de la compagnie et les résultats de l’évaluation périodique et continue des autres utilisations des capitaux; l’adoption de nouvelles installations ou technologies relatives à la réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre, y compris notamment, mais sans s’y limiter, le remplacement par des solvants du processus à vapeur à forte intensité d’énergie à Cold Lake, le diesel renouvelable de Strathcona, le captage et le stockage du carbone notamment en lien avec l’hydrogène requis pour le projet de diesel renouvelable, les technologies de récupération et les projets d’efficacité, et tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces projets; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, notamment en ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre, 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; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût des charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales et la fourniture de diesel renouvelable à la Colombie- Britannique dans le cadre de sa législation sur les carburants à faibles émissions de carbone; le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à faibles émissions de carbone; l’appui des responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone; la réception des approbations réglementaires en temps opportun, en particulier en ce qui concerne les projets de réduction des émissions à grande échelle; le rendement des tiers fournisseurs de services; le taux d’utilisation de la capacité de raffinage; les lois et les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement aux changements climatiques, aux réductions des émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faibles émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression inflationniste en cours; les dépenses en capital et liées à l’environnement; la génération de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, comme les dividendes et les rendements pour les actionnaires, y compris les échéanciers et les montants de rachat d’actions; ainsi que les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement et les prix et la survenance de guerres; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois fiscales; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux infrastructures de la compagnie et des fournisseurs de services; 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; l’échec, le retard ou l’incertitude concernant la politique de soutien et le développement du marché pour l’adoption de technologies énergétiques émergentes à faibles émissions et d’autres technologies favorables aux réductions d’émissions; la réglementation environnementale, dont les règlements concernant les changements climatiques et les gaz à effet de serre, et les changements à ces règlements; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; l’efficacité de la gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre; les dangers et risques opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité; les taux de change; la conjoncture économique générale, y compris l’inflation et les récessions ou les ralentissements économiques et leur durée; ainsi que d’autres facteurs abordés dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les résultats d’exploitation de L’Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K.
Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à L’Impériale. Les résultats réels de L’Impériale pourraient différer considérablement des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et les aspirations de L’Impériale en matière environnementale, sociale et de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont importants pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos documents déposés auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et prospectifs en matière environnementale, sociale et de durabilité peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui sont susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption de nouvelles règles. Les projets ou débouchés individuels peuvent progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment la disponibilité d’une politique de soutien, la technologie permettant une réduction rentable, le processus de planification de la compagnie et l’alignement avec nos partenaires et autres parties prenantes.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de L’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
|
Annexe I
|
|
|
|
|
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
|
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
Total des produits et des autres revenus
|
13 259
|
13 920
|
|
38 925
|
37 860
|
|
Total des dépenses
|
11 656
|
11 820
|
|
34 261
|
33 231
|
|
Bénéfice (perte) avant impôts
|
1 603
|
2 100
|
|
4 664
|
4 629
|
|
Impôts sur le bénéfice
|
366
|
499
|
|
1 099
|
1 105
|
|
Bénéfice (perte) net
|
1 237
|
1 601
|
|
3 565
|
3 524
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)
|
2,33
|
2,77
|
|
6,67
|
6,05
|
|
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution
(en dollars)
|
2,33
|
2,76
|
|
6,66
|
6,04
|
|
|
|
|
|
|
Autres données financières
|
|
|
|
|
|
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts
|
2
|
(2
|
)
|
5
|
16
|
|
|
|
|
|
|
Total de l’actif au 30 septembre
|
|
|
42 529
|
43 586
|
|
|
|
|
|
|
Total de la dette au 30 septembre
|
|
|
4 115
|
4 138
|
|
|
|
|
|
|
Capitaux propres au 30 septembre
|
|
|
23 639
|
23 808
|
|
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
|
|
|
|
|
|
Total
|
317
|
288
|
|
960
|
837
|
|
Par action ordinaire (en dollars)
|
0,60
|
0,50
|
|
1,80
|
1,44
|
|
|
|
|
|
|
Millions d’actions ordinaires en circulation
|
|
|
|
|
|
Au 30 septembre
|
|
|
523,4
|
566,7
|
|
Moyenne – compte tenu d’une dilution
|
531,9
|
579,3
|
|
535,3
|
583,3
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe II
|
|
|
|
|
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période
|
1 490
|
|
2 716
|
|
1 490
|
|
2 716
|
|
|
|
|
|
|
|
Activités d’exploitation
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net
|
1 237
|
|
1 601
|
|
3 565
|
|
3 524
|
|
|
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
|
|
|
|
|
|
Dépréciation et épuisement
|
508
|
|
475
|
|
1 454
|
|
1 418
|
|
|
(Gain) perte à la vente d’actifs
|
(2
|
)
|
3
|
|
(5
|
)
|
(19
|
)
|
|
Charges d’impôts futurs et autres
|
53
|
|
(168
|
)
|
(186
|
)
|
(239
|
)
|
|
Variations de l’actif et du passif d’exploitation
|
(310
|
)
|
413
|
|
(634
|
)
|
(2 213
|
)
|
|
Autres postes – montant net
|
1
|
|
35
|
|
(2
|
)
|
(48
|
)
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
|
1 487
|
|
2 359
|
|
4 192
|
|
2 423
|
|
|
|
|
|
|
|
Activités d’investissement
|
|
|
|
|
|
Ajouts aux immobilisations corporelles
|
(486
|
)
|
(387
|
)
|
(1 444
|
)
|
(1 315
|
)
|
|
Produits de la vente d’actifs
|
—
|
|
6
|
|
7
|
|
29
|
|
|
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation
en actions – montant net
|
2
|
|
1
|
|
16
|
|
3
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
|
(484
|
)
|
(380
|
)
|
(1 421
|
)
|
(1 283
|
)
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités de financement
|
(1 533
|
)
|
(1 639
|
)
|
(2 145
|
)
|
(2 173
|
)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe III
|
|
|
|
|
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont
|
1 027
|
|
1 028
|
|
2 384
|
|
1 742
|
|
|
Secteur Aval
|
205
|
|
586
|
|
1 130
|
|
1 706
|
|
|
Produits chimiques
|
28
|
|
23
|
|
150
|
|
147
|
|
|
Comptes non sectoriels et autres
|
(23
|
)
|
(36
|
)
|
(99
|
)
|
(71
|
)
|
|
Bénéfice (perte) net
|
1 237
|
|
1 601
|
|
3 565
|
|
3 524
|
|
|
|
|
|
|
|
Produits et autres revenus
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont
|
4 609
|
|
4 807
|
|
13 329
|
|
12 097
|
|
|
Secteur Aval
|
14 570
|
|
15 112
|
|
42 843
|
|
41 329
|
|
|
Produits chimiques
|
255
|
|
382
|
|
1 092
|
|
1 252
|
|
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
|
(6 175
|
)
|
(6 381
|
)
|
(18 339
|
)
|
(16 818
|
)
|
|
Produits et autres revenus
|
13 259
|
|
13 920
|
|
38 925
|
|
37 860
|
|
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole brut et de produits
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont
|
1 766
|
|
1 852
|
|
5 479
|
|
4 827
|
|
|
Secteur Aval
|
13 014
|
|
13 061
|
|
37 549
|
|
35 390
|
|
|
Produits chimiques
|
157
|
|
254
|
|
673
|
|
791
|
|
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
|
(6 203
|
)
|
(6 419
|
)
|
(18 405
|
)
|
(16 926
|
)
|
|
Achats de pétrole brut et de produits
|
8 734
|
|
8 748
|
|
25 296
|
|
24 082
|
|
|
|
|
|
|
|
Production et fabrication
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont
|
1 050
|
|
1 187
|
|
3 441
|
|
3 730
|
|
|
Secteur Aval
|
423
|
|
405
|
|
1 279
|
|
1 291
|
|
|
Produits chimiques
|
36
|
|
74
|
|
137
|
|
186
|
|
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
|
8
|
|
—
|
|
13
|
|
—
|
|
|
Production et fabrication
|
1 517
|
|
1 666
|
|
4 870
|
|
5 207
|
|
|
|
|
|
|
|
Frais de vente et frais généraux
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont
|
—
|
|
—
|
|
—
|
|
—
|
|
|
Secteur Aval
|
170
|
|
177
|
|
503
|
|
494
|
|
|
Produits chimiques
|
22
|
|
21
|
|
71
|
|
69
|
|
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
|
31
|
|
39
|
|
116
|
|
66
|
|
|
Frais de vente et frais généraux
|
223
|
|
237
|
|
690
|
|
629
|
|
|
|
|
|
|
|
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
|
|
|
|
|
|
Secteur Amont
|
300
|
|
244
|
|
857
|
|
868
|
|
|
Secteur Aval
|
133
|
|
103
|
|
435
|
|
329
|
|
|
Produits chimiques
|
3
|
|
2
|
|
11
|
|
11
|
|
|
Comptes non sectoriels et autres
|
50
|
|
38
|
|
141
|
|
101
|
|
|
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
|
486
|
|
387
|
|
1 444
|
|
1 309
|
|
|
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-
dessus
|
1
|
|
1
|
|
3
|
|
3
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe IV
|
|
|
|
|
Données d’exploitation
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|
Production brute de pétrole brut
(en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
| Kearl |
209
|
209
|
195
|
182
|
| Cold Lake |
147
|
128
|
145
|
134
|
| Syncrude (a) |
81
|
75
|
73
|
72
|
| Classique |
5
|
6
|
6
|
6
|
| Total de la production de pétrole brut |
442
|
418
|
419
|
394
|
|
Production brute de gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour)
|
31
|
30
|
30
|
32
|
|
Production brute d’équivalent pétrole
(b)
|
447
|
423
|
424
|
399
|
| (en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour) |
|
|
|
|
|
Production nette de pétrole brut
(en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
| Kearl |
194
|
195
|
181
|
170
|
| Cold Lake |
114
|
91
|
110
|
105
|
| Syncrude (a) |
68
|
59
|
61
|
63
|
| Classique |
5
|
5
|
6
|
5
|
| Total de la production de pétrole brut |
381
|
350
|
358
|
343
|
|
Production nette de gaz naturel
(en millions de pieds cubes par jour)
|
30
|
30
|
30
|
32
|
|
Production nette d’équivalent pétrole
(b)
|
386
|
355
|
363
|
348
|
| (en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour) |
|
|
|
|
|
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
|
281
|
279
|
269
|
250
|
|
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake
(en milliers de barils par jour)
|
189
|
166
|
192
|
176
|
|
Prix de vente moyens
(en dollars canadiens)
|
|
|
|
|
| Bitume (le baril) |
77,24
|
86,05
|
75,60
|
68,70
|
| Pétrole brut synthétique (le baril) |
104,41
|
112,98
|
102,95
|
105,65
|
| Pétrole brut classique (le baril) |
60,91
|
76,53
|
59,42
|
68,61
|
| Gaz naturel (le millier de pieds cubes) |
0,07
|
2,69
|
0,40
|
2,72
|
|
Débit des raffineries
(en milliers de barils par jour)
|
389
|
416
|
395
|
407
|
|
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
|
90
|
96
|
91
|
94
|
|
Ventes de produits pétroliers
(en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
| Essence |
227
|
239
|
223
|
227
|
| Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur |
185
|
170
|
177
|
176
|
| Huiles lubrifiantes et autres produits (c) |
55
|
43
|
47
|
43
|
| Mazout lourd |
20
|
26
|
22
|
23
|
| Ventes nettes de produits pétroliers |
487
|
478
|
469
|
469
|
|
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes) (c)
|
76
|
212
|
510
|
650
|
| (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)
|
—
|
—
|
1
|
1
|
|
Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)
|
—
|
—
|
1
|
1
|
| (b) |
Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
|
| (c) |
En 2024, les ventes de benzène et de solvants aromatiques sont comptabilisées dans les ventes de produits pétroliers – Huiles lubrifiantes et autres produits, alors qu’en 2023, elles étaient comptabilisées dans les ventes de produits pétrochimiques. La compagnie a déterminé que l’incidence de ce changement est négligeable; par conséquent, la période comparative n’a pas été remaniée.
|
|
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
|
|
|
|
|
2020
|
|
|
|
Premier trimestre
|
(188
|
)
|
(0,25
|
)
|
|
Deuxième trimestre
|
(526
|
)
|
(0,72
|
)
|
|
Troisième trimestre
|
3
|
|
—
|
|
|
Quatrième trimestre
|
(1 146
|
)
|
(1,56
|
)
|
|
Exercice
|
(1 857
|
)
|
(2,53
|
)
|
|
|
|
|
2021
|
|
|
|
Premier trimestre
|
392
|
|
0,53
|
|
|
Deuxième trimestre
|
366
|
|
0,50
|
|
|
Troisième trimestre
|
908
|
|
1,29
|
|
|
Quatrième trimestre
|
813
|
|
1,18
|
|
|
Exercice
|
2 479
|
|
3,48
|
|
|
|
|
|
2022
|
|
|
|
Premier trimestre
|
1 173
|
|
1,75
|
|
|
Deuxième trimestre
|
2 409
|
|
3,63
|
|
|
Troisième trimestre
|
2 031
|
|
3,24
|
|
|
Quatrième trimestre
|
1 727
|
|
2,86
|
|
|
Exercice
|
7 340
|
|
11,44
|
|
|
|
|
|
2023
|
|
|
|
Premier trimestre
|
1 248
|
|
2,13
|
|
|
Deuxième trimestre
|
675
|
|
1,15
|
|
|
Troisième trimestre
|
1 601
|
|
2,76
|
|
|
Quatrième trimestre
|
1 365
|
|
2,47
|
|
|
Exercice
|
4 889
|
|
8,49
|
|
|
|
|
|
2024
|
|
|
|
Premier trimestre
|
1 195
|
|
2,23
|
|
|
Deuxième trimestre
|
1 133
|
|
2,11
|
|
|
Troisième trimestre
|
1 237
|
|
2,33
|
|
|
Exercice
|
3 565
|
|
6,66
|
|
|
(a)
|
Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
|
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis. Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction croit qu’il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
|
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
|
1 487
|
|
2 359
|
4 192
|
|
2 423
|
|
|
Moins les variations du fonds de roulement
|
|
|
|
|
|
Variations de l’actif et du passif d’exploitation
|
(310
|
)
|
413
|
(634
|
)
|
(2 213
|
)
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de
roulement
|
1 797
|
|
1 946
|
4 826
|
|
4 636
|
|
Flux de trésorerie disponible
Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond aux flux de trésorerie issus des activités d’exploitation, moins les ajouts aux immobilisations corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le produit de la vente d’actifs. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des investissements dans l’entreprise.
Rapprochement du flux de trésorerie disponible
|
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
|
1 487
|
|
2 359
|
|
4 192
|
|
2 423
|
|
|
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
|
|
|
|
|
|
Ajouts aux immobilisations corporelles
|
(486
|
)
|
(387
|
)
|
(1 444
|
)
|
(1 315
|
)
|
|
Produits de la vente d’actifs
|
—
|
|
6
|
|
7
|
|
29
|
|
|
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation
en actions – montant net
|
2
|
|
1
|
|
16
|
|
3
|
|
|
Flux de trésorerie disponible
|
1 003
|
|
1 979
|
|
2 771
|
|
1 140
|
|
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 troisième trimestre ou en cumul annuel pour 2024 et 2023.
Charges d’exploitation décaissées (charges décaissées)
Les charges d’exploitation décaissées sont une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au total des dépenses, déduction faite des achats de pétrole brut et de produits, des taxes d’accise fédérales et des frais de carburant, du financement, et des coûts de type hors trésorerie dont la dépréciation et l’épuisement, ainsi que la retraite non liée aux services et les avantages postérieurs au départ à la retraite. Les composants des charges d’exploitation décaissées comprennent ce qui suit : « Production et fabrication », « Frais de vente et frais généraux », et « Exploration », dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés à l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des charges d’exploitation décaissées et ne représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Le « Total des dépenses » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.
Rapprochement des charges d’exploitation décaissées
|
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
|
|
|
|
|
|
Total des dépenses
|
11 656
|
11 820
|
34 261
|
33 231
|
|
Moins :
|
|
|
|
|
|
Achats de pétrole brut et de produits
|
8 734
|
8 748
|
25 296
|
24 082
|
|
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant
|
661
|
654
|
1 908
|
1 781
|
|
Dépréciation et épuisement
|
508
|
475
|
1 454
|
1 418
|
|
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la
retraite
|
1
|
20
|
3
|
60
|
|
Financement
|
11
|
19
|
37
|
51
|
|
Charges d’exploitation décaissées
|
1 741
|
1 904
|
5 563
|
5 839
|
|
Composants des charges d’exploitation décaissées
|
|
|
|
|
|
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
|
|
|
|
|
|
Production et fabrication
|
1 517
|
1 666
|
4 870
|
5 207
|
|
Frais de vente et frais généraux
|
223
|
237
|
690
|
629
|
|
Exploration
|
1
|
1
|
3
|
3
|
|
Charges d’exploitation décaissées
|
1 741
|
1 904
|
5 563
|
5 839
|
|
Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées
|
|
|
|
|
|
|
Troisième trimestre
|
Neuf mois
|
|
en millions de dollars canadiens
|
2024
|
2023
|
2024
|
2023
|
|
Secteur Amont
|
1 051
|
1 188
|
3 444
|
3 733
|
|
Secteur Aval
|
593
|
582
|
1 782
|
1 785
|
|
Produits chimiques
|
58
|
95
|
208
|
255
|
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
|
39
|
39
|
129
|
66
|
|
Charges d’exploitation décaissées
|
1 741
|
1 904
|
5 563
|
5 839
|
Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires)
Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculées en divisant les charges d’exploitation décaissées par la production brute totale d’équivalent pétrole et sont calculées pour le segment Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les charges d’exploitation décaissées, une mesure financière non conforme aux PCGR, sont indiquées et rapprochées ci-dessus. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur Amont. Les charges d’exploitation décaissées unitaires, comme utilisées par la direction, ne correspondent pas directement à la définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
|
|
Troisième trimestre
|
|
|
2024
|
2023
|
|
|
Secteur Amont (a)
|
Kearl
|
Cold Lake
|
Syncrude
|
Secteur Amont (a)
|
Kearl
|
Cold Lake
|
Syncrude
|
|
en millions de dollars canadiens
|
|
Production et fabrication
|
1 050
|
461
|
238
|
313
|
1 187
|
520
|
284
|
345
|
|
Frais de vente et frais généraux
|
—
|
—
|
—
|
—
|
—
|
—
|
—
|
—
|
|
Exploration
|
1
|
—
|
—
|
—
|
1
|
—
|
—
|
—
|
|
Charges d’exploitation décaissées
|
1 051
|
461
|
238
|
313
|
1 188
|
520
|
284
|
345
|
|
Production brute d’équivalent pétrole
|
447
|
209
|
147
|
81
|
423
|
209
|
128
|
75
|
|
(en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril
d’équivalent pétrole)
|
25,56
|
23,98
|
17,60
|
42,00
|
30,53
|
27,04
|
24,12
|
50,00
|
|
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
|
18,66
|
17,51
|
12,85
|
30,66
|
22,90
|
20,28
|
18,09
|
37,50
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2024 : 0,73 dollar américain; 2023 : 0,75 dollar américain
|
Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
|
|
Neuf mois
|
|
|
2024
|
2023
|
|
|
Secteur Amont (a)
|
Kearl
|
Cold Lake
|
Syncrude
|
Secteur Amont (a)
|
Kearl
|
Cold Lake
|
Syncrude
|
|
en millions de dollars canadiens
|
|
Production et fabrication
|
3 441
|
1 459
|
809
|
1 055
|
3 730
|
1 604
|
868
|
1 156
|
|
Frais de vente et frais généraux
|
—
|
—
|
—
|
—
|
—
|
—
|
—
|
—
|
|
Exploration
|
3
|
—
|
—
|
—
|
3
|
—
|
—
|
—
|
|
Charges d’exploitation décaissées
|
3 444
|
1 459
|
809
|
1 055
|
3 733
|
1 604
|
868
|
1 156
|
|
Production brute d’équivalent pétrole
|
424
|
195
|
145
|
73
|
399
|
182
|
134
|
72
|
|
(en milliers de barils par jour)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril
d’équivalent pétrole)
|
29,64
|
27,31
|
20,36
|
52,74
|
34,27
|
32,28
|
23,73
|
58,81
|
|
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
|
21,93
|
20,21
|
15,07
|
39,03
|
25,36
|
23,89
|
17,56
|
43,52
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2024 : 0,74 dollar américain; 2023 : 0,74 dollar américain
|
|
(a)
|
Le secteur Amont comprend la part de L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.
|
|
|
|
|
1
Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
|
Après plus d’un siècle d’activité, L’Impériale continue de dominer son secteur en mettant la technologie et l’innovation au service du développement responsable des ressources énergétiques canadiennes. En tant que premier raffineur de pétrole au Canada, producteur de pétrole brut et de produits pétrochimiques de premier plan et principal distributeur de carburants à l’échelle nationale, notre entreprise s’engage à maintenir des normes élevées dans tous ses domaines d’activité.
Source: Imperial
Source: Imperial