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

  • Bénéfice net trimestriel de 2 031 millions de dollars et flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 3 089 millions de dollars

  • Production du secteur Amont de 430 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour grâce à une forte production à Kearl et à Cold Lake

  • Rendement d’exploitation solide et soutenu dans le secteur Aval avec un taux d’utilisation de la capacité de raffinage pour le trimestre de 100 %, ce qui représente le taux le plus élevé en 40 ans

  • Réduction de la dette de 1 milliard de dollars grâce au produit de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada

  • Hausse de 29 % du dividende trimestriel, qui passe de 34 cents à 44 cent par action

  • Exécution du programme accéléré d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, en octobre, ce qui a rapporté 1,9 milliards de dollars aux actionnaires

  • Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique de rachat d’un maximum de 1,5 milliards de dollars de ses actions ordinaires

  • Publication du rapport annuel sur la durabilité qui décrit les progrès et les principaux enjeux de la compagnie en matière d’environnement, de société et de gouvernance

CALGARY, Alberta, October 28, 2022--(BUSINESS WIRE)--L’Impériale (TSE : IMO) (NYSE American : IMO):

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

2022

2021

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

2 031

908

+1 123

5 613

1 666

+3 947

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

3,24

1,29

+1,95

8,58

2,31

+6,27

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

392

277

+115

1 002

699

+303

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Faits saillants du troisième trimestre

  • Le bénéfice net s’est élevé à 2 031 millions de dollars, soit 3,24 dollars par action sur une base diluée, une hausse comparativement à 908 millions de dollars ou 1,29 dollar par action au troisième trimestre de 2021. Le bénéfice net hors les éléments identifiés1 est de 1 823 millions de dollars au troisième trimestre de 2022, en hausse par rapport aux 908 millions de dollars pour la même période en 2021.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 089 millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 947 millions de dollars pour la même période en 2021. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation, hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 2 543 millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 504 millions de dollars pour la même période en 2021.

  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 392 millions de dollars, une hausse comparativement aux 277 millions de dollars au troisième trimestre de 2021.

  • La société a distribué 1 739 millions de dollars aux actionnaires au troisième trimestre de 2022, dont 227 millions de dollars en dividendes payés et 1 512 millions de dollars en rachats de parts. Après la fin du troisième trimestre, la compagnie a terminé son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités avec des rachats de part supplémentaires de 434 millions de dollars.

  • Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique de rachat à des fins d’annulation d’un maximum de 1,5 milliards de dollars de ses actions ordinaires. La compagnie s’attend à ce que les modalités et les prix soient déterminés, et l’offre lancée, au cours des deux prochaines semaines.

  • La production s’est établie en moyenne à 430 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, contre 435 000 barils par jour à la même période en 2021.

  • La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 271 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 193 000 barils) contre 274 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 194 000 barils) au cours du troisième trimestre de 2021. Après le troisième trimestre, la production de Kearl en octobre a continué d’augmenter, atteignant plusieurs records de production quotidienne.

  • La production brute de bitume à Cold Lake s’est établie en moyenne à 150 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 135 000 barils par jour enregistrés au troisième trimestre de 2021, ce qui représente le quatrième trimestre consécutif avec une production égale ou supérieure à 140 000 barils par jour. Cadrant avec ce rendement soutenu de la production, l’Impériale relève ses prévisions de production pour 2022 à Cold Lake en tablant sur 140 000 à 145 000 barils par jour.

  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 62 000 barils par jour, contre 78 000 barils par jour au troisième trimestre de 2021, principalement en raison du calendrier des activités d’entretien planifiées.

  • Le débit moyen des raffineries a été de 426 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 404 000 barils par jour du troisième trimestre de 2021. L’utilisation des capacités de production a atteint 100 pour cent, le plus haut taux trimestriel d’utilisation en plus de 40 ans, en hausse par rapport aux 94 pour cent enregistrés au troisième trimestre de 2021, alors que la compagnie continue de maximiser la production pour répondre à la demande au Canada.

  • Les ventes de produits pétroliers étaient de 484 000 barils par jour, par rapport à 485 000 barils par jour lors du troisième trimestre de 2021.

  • Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 54 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 121 millions de dollars au troisième trimestre de 2021. Cette baisse du bénéfice est principalement attribuable aux marges inférieures sur les ventes de polyéthylène.

  • La compagnie a annoncé un contrat à long terme avec Air Products concernant la fourniture d’hydrogène à faible teneur en carbone destiné au complexe de production de diesel renouvelable proposé par l’Impériale, près d’Edmonton en Alberta. Le complexe devrait produire plus de 1 milliard de litres de diesel renouvelable par an, issu de charges d’alimentation locales et d’hydrogène à faible teneur en carbone. Une décision définitive d’investissement sera prise dans les mois à venir.

  • Conjointement avec ExxonMobil Canada, la compagnie a conclu la vente annoncée de XTO Energy Canada à Whitecap Resources pour un total d’environ 1,9 milliard de dollars de contreparties en espèces (la part de l’Impériale se chiffrant à 0,9 milliard de dollars). À la suite de la vente, l’Impériale a enregistré un gain après impôts d’environ 208 millions de dollars au troisième trimestre de 2022. Le produit de la vente a été utilisé pour réduire l’encours de la dette de 1 milliard de dollars, ce qui a permis d’améliorer le bilan de la compagnie, lequel est de premier plan dans l’industrie, ainsi que sa souplesse financière.

  • Membre d’Alliance Nouvelles voies, la compagnie a progressé dans les travaux préliminaires liés à la construction du réseau de base de captage et de stockage de carbone dans le Nord de l’Alberta dans le cadre de l’objectif de zéro émission nette d’Alliance Nouvelles voies. Au début du mois d’octobre, le gouvernement de l’Alberta a accordé à Alliance Nouvelles voies un « espace interstitiel » pour poursuivre les travaux exploratoires concernant la construction d’une centrale servant à stocker en toute sécurité et de façon permanente le CO2 capté dans plus de 20 installations de l’industrie des sables bitumineux. D’autres industries intéressées en Alberta pourraient aussi y avoir accès.

  • La compagnie a publié son rapport annuel sur la durabilité. Ce rapport porte sur les priorités et les progrès de la compagnie en matière d’environnement, de société et de gouvernance. Il complète le rapport publié précédemment par la compagnie sur l’avancement des solutions climatiques.

  • L’Impériale a annoncé une collaboration unique avec FLO qui soutiendra les objectifs de zéro émission nette du Canada en élargissant le réseau de recharge de FLO destiné aux véhicules électriques. Cette collaboration aboutira à la réalisation conjointe d’une option de service de recharge de véhicules électriques pour les grossistes de marque Esso et Mobil de l’Impériale. Ce travail prévoit également une entente de transfert de crédits à l’Impériale, conformément au Règlement sur les combustibles propres du Canada.

Contexte commercial actuel

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

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

Troisième

trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

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

2 031

908

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

3,24

1,29

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1

1 823

908

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

Secteur Amont

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

2021

Prix

Volumes

Redevance

Éléments

Identifiés¹

Autres

2022

524

660

(100)

(210)

208

(96)

986

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

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

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

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

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

Prix indicatifs et prix de vente moyens

Troisième

trimestre

en dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

91,43

70,52

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

71,53

57,08

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

19,90

13,44

Bitume (le baril)

81,58

60,44

Pétrole brut synthétique (le baril)

124,80

85,94

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,77

0,79

Production

Troisième

trimestre

en milliers de barils par jour

2022

2021

Kearl (part de l’Impériale)

193

194

Cold Lake

150

135

Syncrude (a)

62

78

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

271

274

(a)

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

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

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

Secteur Aval

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

2021

Marges

Autres

2022

293

710

9

1 012

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

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

Troisième

trimestre

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2022

2021

Débit des raffineries

426

404

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

100

94

Ventes de produits pétroliers

484

485

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

Produits chimiques

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

2021

Marges

Autres

2022

121

(60)

(7)

54

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

Comptes non sectoriels et autres

Troisième

trimestre

en millions de dollars canadiens

2022

2021

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

(21)

(30)

Situation de trésorerie et sources de financement

Troisième

trimestre

en millions de dollars canadiens

2022

2021

Flux de trésorerie liés aux :

Activités d’exploitation

3 089

1 947

Activités d’investissement

364

(259)

Activités de financement

(2 744)

(589)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

709

1 099

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

3 576

1 875

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

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

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

Troisième

trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

Dividendes versés

227

195

Dividende par action versé (en dollars)

0,34

0,27

Rachats d’actions (a)

1 512

313

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

25,2

9,0

(a)

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

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

Comparaison des neuf premiers mois de 2022 et de 2021

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

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

5 613

1 666

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

8,58

2,31

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1

5 405

1 666

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

Secteur Amont

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

2021

Prix

Volumes

Redevance

Éléments

identifiés¹

Autres

2022

850

3 320

(160)

(920)

208

(184)

3 114

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

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

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

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

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

Prix indicatifs et prix de vente moyens

Neuf mois

en dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

98,25

65,04

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

82,60

52,45

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

15,65

12,59

Bitume (le baril)

94,01

55,30

Pétrole brut synthétique (le baril)

129,52

77,62

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,78

0,80

Production

Neuf mois

en milliers de barils par jour

2022

2021

Kearl (part de l’Impériale)

162

185

Cold Lake

145

139

Syncrude (a)

74

68

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

228

260

(a)

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

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

Secteur Aval

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

2021

Marges

Autres

2022

645

1 680

109

2 434

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

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

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

Neuf mois

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2022

2021

Débit des raffineries

413

367

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

96

86

Ventes de produits pétroliers

471

442

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

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

Produits chimiques

Analyse du facteur-bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

2021

Marges

Autres

2022

297

(90)

(44)

163

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

Comptes non sectoriels et autres

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

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

(98)

(126)

Situation de trésorerie et sources de financement

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

Flux de trésorerie liés aux :

Activités d’exploitation

7 685

3 844

Activités d’investissement

(145)

(613)

Activités de financement

(6 117)

(2 127)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

1 423

1 104

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

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

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

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

Dividendes versés

640

518

Dividende par action versé (en dollars)

0,95

0,71

Rachats d’actions (a)

4 461

1 484

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

66,6

38,5

(a)

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

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

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

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

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

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Autres renseignements sur l’offre publique d’achat

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

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

Énoncés prospectifs

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

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

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

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

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

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

Annexe I

Troisième

trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

2022

2021

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

Total des produits et des autres revenus

15 224

10 233

45 217

25 278

Total des dépenses

12 719

9 044

38 012

23 106

Bénéfice (perte) avant impôts

2 505

1 189

7 205

2 172

Impôts sur le bénéfice

474

281

1 592

506

Bénéfice (perte) net

2 031

908

5 613

1 666

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

3,25

1,30

8,60

2,32

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

3,24

1,29

8,58

2,31

Autres données financières

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

222

10

241

34

Total de l’actif au 30 septembre

42 986

40 875

Total de la dette au 30 septembre

4 160

5 182

Capitaux propres au 30 septembre

22 308

21 209

Capital utilisé au 30 septembre

26 491

26 412

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

Total

211

188

666

544

Par action ordinaire (en dollars)

0,34

0,27

1,02

0,76

Millions d’actions ordinaires en circulation

Au 30 septembre

611,5

695,6

Moyenne – compte tenu d’une dilution

626,9

701,9

654,4

721,1

Annexe II

Troisième

trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

2022

2021

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

3 576

1 875

3 576

1 875

Activités d’exploitation

Bénéfice (perte) net

2 031

908

5 613

1 666

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

Dépréciation et épuisement

555

488

1 432

1 432

(Gain) perte à la vente d’actifs

(131)

(12)

(155)

(39)

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

122

(120)

(358)

16

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

546

443

1 140

379

Autres postes – montant net

(34)

240

13

390

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

3 089

1 947

7 685

3 844

Activités d’investissement

Ajouts aux immobilisations corporelles

(397)

(276)

(1 034)

(684)

Produits de la vente d’actifs

760

15

886

57

Placements supplémentaires

(6)

(6)

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

7

2

9

14

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

364

(259)

(145)

(613)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(2 744)

(589)

(6 117)

(2 127)

Annexe III

Troisième

trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

2022

2021

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

Secteur Amont

986

524

3 114

850

Secteur Aval

1 012

293

2 434

645

Produits chimiques

54

121

163

297

Comptes non sectoriels et autres

(21)

(30)

(98)

(126)

Bénéfice (perte) net

2 031

908

5 613

1 666

Produits et autres revenus

Secteur Amont

4 949

4 152

15 432

11 579

Secteur Aval

16 236

9 197

49 066

20 333

Produits chimiques

520

477

1 554

1 309

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(6 481)

(3 593)

(20 835)

(7 943)

Produits et autres revenus

15 224

10 233

45 217

25 278

Achats de pétrole brut et de produits

Secteur Amont

1 937

1 902

6 184

5 780

Secteur Aval

13 686

7 745

42 459

16 525

Produits chimiques

354

244

1 070

693

Éliminations

(6 499)

(3 593)

(20 864)

(7 946)

Achats de pétrole brut et de produits

9 478

6 298

28 849

15 052

Production et fabrication

Secteur Amont

1 381

1 120

4 053

3 395

Secteur Aval

419

356

1 193

1 039

Produits chimiques

72

49

193

145

Éliminations

Production et fabrication

1 872

1 525

5 439

4 579

Frais de vente et frais généraux

Secteur Amont

...