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L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation du troisième trimestre de 2020

·43 min de lecture

Imperial Oil Limited (TSX, NYSEAM:IMO):

  • Le bénéfice net du trimestre s’est élevé à 3 millions de dollars, soit une forte hausse par rapport au deuxième trimestre

  • Les objectifs de réduction de capital et de dépenses précédemment annoncés ont été dépassés.

  • Les dépenses annuelles de production et de fabrication ont diminué de 813 millions de dollars par rapport à la même période en 2019

  • Les dépenses annuelles en immobilisations en 2020 devraient s’établir à environ 900 millions de dollars

  • Les flux de trésorerie générés par les activités opérationnelles se sont élevés à 875 millions de dollars

  • Le montant de trésorerie s’établissait à 817 millions de dollars à la fin du trimestre, en hausse de 584 millions de dollars par rapport au deuxième trimestre

  • Le dividende trimestriel a été maintenu à 0,22 dollar par action

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2020

2019

2020

2019

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

3

424

-421

(711)

1 929

-2 640

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

-

0,56

-0,56

(0,97)

2,51

-3,48

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

141

442

-301

679

1 400

-721

L’Impériale a enregistré un bénéfice estimé à 3 millions de dollars au troisième trimestre de 2020, une hausse de 529 millions de dollars par rapport au trimestre précédent. Les résultats du deuxième trimestre de 2020 tenaient compte de l’incidence favorable de 281 millions de dollars liée à la reprise de la charge hors trésorerie de réévaluation des stocks. Au cours du trimestre, malgré des importantes activités d’entretien et deux semaines d’interruption de service d’un pipeline de tiers fournissant des diluants à Kearl; l’amélioration des conditions du marché et l’attention portée à la réduction des coûts et à l’amélioration de l’efficacité des opérations ont permis à la compagnie de réaliser un bénéfice dans un contexte difficile.

« Les résultats du troisième trimestre continue à démontrer les effets positifs d’une gestion rigoureuse vis-à-vis des dépenses courantes et en capital, ainsi que la résilience de l’Imperial », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « La compagnie a généré des flux de trésorerie d’exploitation de 875 millions de dollars au troisième trimestre, renforçant davantage le bilan de l’Impériale et permettant de couvrir les dépenses en immobilisations et le versement de dividendes trimestriels. »

Les dépenses de production et de fabrication ont totalisé 1 246 millions de dollars au troisième trimestre, soit une réduction de 355 millions de dollars par rapport au troisième trimestre de 2019. Les dépenses annuelles de production et de fabrication de 4 098 millions de dollars ont diminué de 813 millions de dollars par rapport à l’année précédente, l’Impériale a ainsi pu dépasser l’objectif de réduction des dépenses annuelles de 500 millions de dollars. Les dépenses en immobilisations de 679 millions de dollars pour les neuf premiers mois de l’exercice ont diminué de plus de 50 % par rapport par rapport à la même période en 2019 et sont nettement inférieures aux lignes directrices annoncées en mars. « Grâce à ces réductions de dépenses et de capital dans pratiquement tous les aspects des activités de l’Impériale, nous démontrons notre capacité à s’adapter rapidement aux conditions du marché et à tirer parti des améliorations structurelles des coûts sans compromettre les objectifs de valeur et de production à long terme », a affirmé M. Corson.

La production du secteur amont pour le troisième trimestre s’est établie en moyenne à 365 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, contre 347 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2020. Au cours du trimestre, la compagnie a devancé et prolongé une révision planifiée à Kearl et a mis hors service pendant deux semaines un pipeline tiers fournissant des diluants au site. Pendant l’interruption de service du pipeline, les activités d’entretien du site ont été devancées afin de réduire les conséquences de l’entretien planifié pour le reste de l’année. Malgré les impacts de l’interruption, la production brute totale de Kearl s’est élevée à 189 000 barils par jour au troisième trimestre, soit environ 41 000 barils bruts par jour, pratiquement inchangée par rapport au deuxième trimestre de 2020. La production du site a été rapidement rétablie et a enregistré un nouveau record de production en 15 jours, atteignant des taux moyens de production brute d’environ 310 000 barils par jour pour le reste du trimestre. Grâce à ce bon rendement, l’Impériale maintient ses prévisions de production brute annuelle de 220 000 barils par jour pour 2020.

Dans le secteur aval, le débit moyen était de 341 000 barils par jour et le taux d’utilisation de 81 % au troisième trimestre, contre 278 000 barils par jour et 66 % au deuxième trimestre 2020. Les ventes de produits pétroliers pour le troisième trimestre se sont élevées à 449 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 357 000 barils par jour du deuxième trimestre 2020, suite à la hausse de la demande des produits pétroliers.

« L’achèvement des principales activités de révision, l’excellent rendement des actifs récemment obtenu et la réduction significative des dépenses ont permis à l’Impériale de prendre un élan considérable à l’approche de la fin de l’année. Nous sommes en bonne position pour obtenir un bon rendement au quatrième trimestre », a déclaré M. Corson.

Faits saillants du troisième trimestre

  • Le bénéfice net s’est élevé à 3 millions de dollars ou 0,00 dollar par action, sur une base diluée, contre 424 millions de dollars ou 0,56 dollar par action au troisième trimestre 2019, en raison de la baisse des prix réalisés dans le secteur aval et de la baisse des marges, partiellement compensée par la diminution des dépenses de production et de fabrication.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 875 millions de dollars, comparativement à 1 376 millions de dollars pour la période correspondante de 2019.

  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 141 millions de dollars, comparativement à 442 millions de dollars au troisième trimestre de 2019, en raison des efforts continus de la compagnie pour réduire le capital. Les dépenses en immobilisation en 2020 devraient maintenant s’établir à environ 900 millions de dollars, soit moins que les lignes directrices précédemment établies par la compagnie qui se situaient entre 1,1 et 1,2 milliard de dollars.

  • Les dividendes payés ont totalisé 162 millions de dollars ou 0,22 dollar par action, contre 169 millions de dollars ou 0,22 dollar par action au troisième trimestre de 2019.

  • La production s’est établie en moyenne à 365 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, contre 407 000 barils par jour à la même période en 2019. La production a surtout subi les contrecoups de l’interruption de service d’un pipeline de tiers et de la révision planifiée à Kearl. La production était en hausse par rapport aux 347 000 barils d’équivalent pétrole bruts par jour du deuxième trimestre 2020.

  • La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 189 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 134 000 barils) contre 224 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 159 000 barils) au cours du troisième trimestre de 2019, en raison de l’avancement et de la prolongation d’une révision planifiée sur le site et de l’interruption de service d’un pipeline tiers. La production est demeurée relativement stable par rapport à la production brute de bitume de 190 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 135 000) au cours du deuxième trimestre de 2020.

  • La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake a été de 131 000 barils par jour, contre 142 000 barils par jour pour la même période en 2019, principalement en raison de la gestion continuelle de la vapeur. La production était en hausse par rapport aux 123 000 barils par jour du deuxième trimestre de 2020, principalement en raison de la réduction des activités d’entretien planifiées.

  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée à 67 000 barils par jour, correspondant essentiellement à 69 000 barils par jour pour la même période en 2019. La production était en hausse par rapport aux 50 000 barils par jour du deuxième trimestre de 2020, principalement en raison de l’augmentation de la demande, partiellement compensée par le calendrier de révision qui a été revu.

  • Le débit moyen des raffineries était de 341 000 barils par jour, contre 363 000 barils par jour au troisième trimestre de 2019. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 81 %, comparativement à 86 % au troisième trimestre de 2019. La baisse du débit est attribuable à la faiblesse de la demande du marché, partiellement compensée par la réduction d’entretien planifié. Le débit a considérablement augmenté par rapport aux 278 000 barils par jour du deuxième trimestre de 2020, en raison d’une plus forte demande de produits.

  • La cogénération de la raffinerie de Strathcona est devenue opérationnelle le 1er octobre, après la fin du trimestre. La nouvelle unité fournit environ 41 mégawatts de puissance, soit environ 75 à 80 % des besoins de la raffinerie. Elle devrait accroître l’efficacité énergétique de l’installation et contribuer à réduire les émissions de gaz à effet de serre de la province d’environ 112 000 tonnes par an, ce qui équivaut à retirer près de 24 000 véhicules de la circulation.

  • Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 449 000 barils par jour, comparativement à 488 000 barils par jour lors du troisième trimestre de 2019, en raison de la baisse de la demande en raison de la pandémie de COVID-19. Les ventes de produits pétroliers ont augmentés par rapport aux 357 000 barils par jour du deuxième trimestre 2020 en raison de la hausse de la demande.

  • Les bénéfices du secteur Produits chimiques étaient de 27 millions de dollars au cours du trimestre, contre 38 millions de dollars au troisième trimestre 2019, en raison de la baisse des marges.

  • L’Impériale célèbre 140 ans consacrés à la promotion de la technologie et de l’innovation visant à mettre en valeur et à fournir les ressources énergétiques du Canada de façon responsable. Le 8 septembre 1880, seize raffineurs de pétrole de l’Ontario créent la Compagnie Pétrolière Impériale. Dans les années qui ont suivi, la compagnie a ouvert la première station-service du Canada, le premier centre de recherche pétrolière de l’industrie, et était responsable de la création des « trois étoiles » de la LNH. Aujourd’hui, l’Impériale est l’une des plus grandes sociétés pétrolières intégrées du Canada, exerçant d’importantes activités de production, de raffinage et de commercialisation. Elle est notamment un chef de file du marché de la vente au détail et compte plus de 2 000 stations Esso et Mobil dans tout le pays.

Comparaison des troisièmes trimestres de 2020 et de 2019

La compagnie a enregistré un bénéfice net de 3 millions de dollars, soit 0,00 dollar par action sur une base diluée, au troisième trimestre 2020, par rapport à un bénéfice net de 424 millions de dollars, soit 0,56 dollar par action, pour la même période en 2019.

Le secteur amont a enregistré une perte nette de 74 millions de dollars au troisième trimestre de 2020, au lieu d’un bénéfice net de 209 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats ont été affectés négativement par une baisse des prix obtenus d’environ 490 millions de dollars et par les volumes d’environ 110 millions de dollars moins élevés. Ces éléments ont été partiellement compensés par la baisse des redevances d’environ 150 millions de dollars et des charges d’exploitation moins élevées d’environ 130 millions de dollars.

Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à 40,93 dollars américains le baril au troisième trimestre de 2020, contre 56,44 dollars américains le baril au trimestre correspondant de 2019. Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à 31,81 dollars américains le baril et à 44,21 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s’est établi en moyenne à environ 9 dollars américains par baril au troisième trimestre de 2020, comparativement à environ 12 dollars américains pour la même période en 2019.

Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar américain au troisième trimestre de 2020, en baisse de 0,01 dollar américain par rapport au troisième trimestre de 2019.

Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a diminué au cours du trimestre, principalement en raison de la diminution du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est établi à 35,95 dollars le baril au troisième trimestre de 2020, comparativement à 51,12 dollars le baril touchés au troisième trimestre de 2019. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué de façon générale conformément au WTI, rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi en moyenne à 50,79 dollars le baril au troisième trimestre de 2020, contre 77,27 dollars le baril à la période correspondante de 2019.

La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en moyenne à 189 000 barils par jour au troisième trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 134 000 barils), contre 224 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 159 000 barils) au troisième trimestre de 2019. La baisse de la production s’explique par l’avancement et la prolongation d’une révision planifiée sur le site ainsi que par l’interruption de service d’un pipeline tiers.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie à 131 000 barils par jour au troisième trimestre, comparativement à 142 000 barils par jour pour la même période de 2019. La baisse de production est principalement attribuable au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie à 67 000 barils par jour, contre 69 000 barils par jour au troisième trimestre de 2019.

Le secteur aval a enregistré un bénéfice net de 77 millions de dollars au troisième trimestre de 2020, au lieu d’un bénéfice net de 221 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats ont été affectés négativement par une baisse des marges d’environ 230 millions de dollars et par les volumes de ventes d’environ 70 millions de dollars moins élevés. Ces éléments ont été compensés par une baisse des dépenses d’exploitation d’environ 70 millions de dollars et une amélioration en fiabilité d’environ 50 millions de dollars, principalement liée à l’absence de l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia survenu en avril 2019.

Le débit moyen des raffineries était de 341 000 barils par jour, contre 363 000 barils par jour au troisième trimestre de 2019. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 81 %, comparativement à 86 % au troisième trimestre de 2019. La baisse du débit est attribuable à la faiblesse de la demande du marché, partiellement compensée par la réduction d’entretien planifié.

Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 449 000 barils par jour, contre 488 000 barils par jour lors du troisième trimestre de 2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques étaient de 27 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 38 millions de dollars au trimestre correspondant de 2019.

Les charges du siège social et autres charges se sont élevées à 27 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 44 millions de dollars pour la période correspondante de 2019.

Les flux de trésorerie affectés aux activités d’exploitation se sont élevés à 875 millions de dollars au troisième trimestre, par rapport aux flux de trésorerie de 1 376 millions de dollars générés par les activités d’exploitation pour la période correspondante de 2019, reflétant principalement la baisse des prix obtenus dans le secteur amont et la baisse des marges dans le secteur aval.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 125 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 413 millions de dollars pour la même période en 2019, reflétant principalement une réduction des acquisitions d’immobilisations corporelles

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 166 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 519 millions de dollars au troisième trimestre de 2019. Les dividendes versés au troisième trimestre de 2020 se sont élevés à 162 millions de dollars. Le dividende par action versé au troisième trimestre a été de 0,22 dollar, correspondant à 0,22 dollar pour la même période de 2019. La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours du troisième trimestre. Au troisième trimestre de 2019, la compagnie a racheté environ 9,8 millions d’actions pour 343 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.

Le solde de trésorerie de l’entreprise s’établissait à 817 millions de dollars au 30 septembre 2020, comparativement à 1 531 millions de dollars à la fin du troisième trimestre de 2019.

Faits saillants des neuf premiers mois

  • La perte nette s’est élevée à 711 millions de dollars, comparativement à bénéfice net de 1 929 millions de dollars en 2019.

  • La perte nette par action sur une base diluée a été de 0,97 dollar, comparativement à bénéfice net par action ordinaire de 2,51 dollars en 2019.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 482 millions de dollars, contre 3 405 millions de dollars en 2019.

  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 679 millions de dollars, comparativement à 1 400 millions de dollars en 2019.

  • La moyenne de la production de pétrole brut équivalent a été de 377 000 barils par jour, comparativement à 398 000 barils par jour en 2019.

  • Le débit moyen des raffineries était de 334 000 barils par jour, par rapport à 363 000 barils par jour en 2019.

  • Les ventes de produits pétroliers étaient de 423 000 barils par jour, contre 481 000 barils par jour en 2019.

  • Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a totalisé 0,66 dollar, en hausse par rapport à 0,63 dollar par action en 2019.

  • L’Impériale a versé 762 millions de dollars aux actionnaires sous la forme de dividendes et d’achats d’actions.

Comparaison des neuf premiers mois de 2020 et de 2019

La perte nette des neuf premiers mois de 2020 s’est établie à 711 millions de dollars ou 0,97 dollar par action sur une base diluée, comparativement à un bénéfice net de 1 929 millions de dollars ou 2,51 dollars par action pour les neuf premiers mois de 2019. Les résultats de l’exercice en cours tiennent compte de l’incidence favorable d’environ 90 millions de dollars après impôts, associée à la Subvention salariale d’urgence du Canada (SSUC), qui comprend la part proportionnelle de l’Impériale dans une coentreprise. Les résultats annuels de 2019 tiennent compte de l’incidence favorable de 662 millions de dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta.

Le secteur amont a enregistré une perte nette de 1 126 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de l’exercice, comparativement à un bénéfice net de 1 252 millions de dollars à la même période de 2019. Les résultats ont subi l’incidence négative d’une baisse des prix d’environ 2 330 millions de dollars, de l’absence d’un effet favorable de 689 millions de dollars associé à la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta en 2019 et d’une baisse des volumes d’environ 300 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par la baisse des redevances d’environ 460 millions de dollars, des charges d’exploitation moins élevées d’environ 320 millions de dollars, les effets de change favorables d’environ 120 millions de dollars et environ 60 millions de dollars liés à la SSUC reçue par la compagnie qui comprend la part proportionnelle de l’Impériale dans une coentreprise.

Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate s’est établi à 38,10 dollars américains pour les neuf premiers mois de 2020, contre 57,10 dollars américains pour la période correspondante de 2019. Le prix moyen du Western Canada Select s’est établi en moyenne à 24,72 dollars américains le baril et 45,32 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. L’écart entre le WTI et le WCS s’est creusé pour s’établir à environ 13 dollars américains le baril en moyenne pour les neuf premiers mois de 2020, contre environ 12 dollars américains le baril à la même période en 2019.

Le dollar canadien valait en moyenne 0,74 dollar américain au cours des neuf premiers mois de 2020, en baisse de 0,01 dollar américain par rapport à la même période en 2019.

Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a diminué au cours des neuf premiers mois de 2020, principalement en raison de la diminution du WCS. Le prix touché pour le bitume s’est établi en moyenne à 22,24 dollars le baril, contre 52,44 dollars le baril à la même période en 2019. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué dans l’ensemble conformément au WTI au cours des neuf premiers mois de 2020, rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi en moyenne à 49,06 dollars le baril, contre 74,59 dollars le baril à la période correspondante de 2019.

La production moyenne brute totale de bitume à Kearl s’est élevée à 202 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2020 (la part de l’Impériale se chiffrant à 143 000 barils), contre 204 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 145 000 barils) pour la même période en 2019. La baisse de la production est principalement attribuable à l’ajout d’installations de concassage supplémentaires en 2020 partiellement compensé par le fait que la production à court terme a été équilibrée par rapport à la demande grâce à l’avancement et à la prolongation des activités de révision planifiées et à l’interruption de service d’un pipeline tiers, partiellement compensée par l’ajout d’installations de concassage supplémentaires en 2020.

La production brute moyenne de bitume à Cold Lake s’est établie à 131 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2020, contre 141 000 barils par jour à la période correspondante de 2019. La baisse de production est principalement attribuable au calendrier de production associé à la gestion de la vapeur.

Au cours des neuf premiers mois de 2020, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 63 000 barils par jour, comparativement à 76 000 barils par jour pour la période correspondante de 2019. La baisse de la production est principalement attribuable au fait que la production à court terme a été équilibrée par rapport à la demande.

Le bénéfice net du secteur aval s’est établi à 447 millions de dollars, contre 736 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats ont été affectés négativement par une baisse des marges d’environ 460 millions de dollars et par les volumes de ventes d’environ 220 millions de dollars moins élevés. Ces éléments ont été partiellement compensés par une amélioration en fiabilité de 200 millions de dollars, principalement en raison de l’absence d’incident à la tour de fractionnement de Sarnia survenu en avril 2019, par une baisse des dépenses d’exploitation de 140 millions de dollars et par une diminution des coûts de révision de 70 millions de dollars principalement liée à la réduction des activités de révision au cours de l’exercice.

Le débit moyen des raffineries était de 334 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2020, contre 363 000 barils au cours de la même période en 2019. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 79 %, comparativement à 86 % pour la même période en 2019. La baisse du débit est principalement attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19, partiellement compensée par l’absence de répercussions liées à l’incident survenu dans la tour de fractionnement de Sarnia en avril 2019.

Les ventes de produits pétroliers s’élevaient à 423 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2020, contre 481 000 barils par jour pour la période correspondante en 2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à 55 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2020, comparativement à 110 millions de dollars pour la période correspondante de 2019. Les résultats ont été affectés par une baisse des marges d’environ 60 millions de dollars.

Les comptes non sectoriels ont affiché un solde de 87 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2020, comparativement à un solde de 169 millions de dollars pour la période correspondante de 2019, attribuable en grande partie aux variations des coûts liés à la rémunération à base d’actions.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 482 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2020, par rapport aux 3 405 millions de dollars constatés à la période correspondante de 2019, ce qui reflète principalement la baisse des prix obtenus dans le secteur amont et les effets défavorables sur le fonds de roulement.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 605 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2020, comparativement à 1 305 millions de dollars pour la même période en 2019, reflétant principalement une réduction des acquisitions d’immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 778 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2020, contre 1 557 millions de dollars à la période correspondante de 2019. Les dividendes versés au cours des neuf premiers mois de 2020 se sont élevés à 488 millions de dollars. Le dividende par action versé dans les neuf premiers mois de 2020 a été de 0,66 dollar, en hausse par rapport à 0,60 dollar pour la période correspondante de 2019. Au cours des neuf premiers mois de 2020, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat d’actions, a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 274 millions de dollars. Au cours des neuf premiers mois de 2019, la compagnie a acheté environ 29,6 millions d’actions pour 1 072 millions de dollars.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Conjoncture économique

Au début de l’année 2020, deux effets perturbateurs importants se sont fait ressentir sur l’équilibre entre l’offre et la demande de pétrole et de produits pétrochimiques. En ce qui concerne la demande, la pandémie de COVID-19 s’est rapidement propagée au Canada et dans le monde, ce qui a fortement ralenti les activités commerciales et de consommation, et a considérablement réduit la demande locale et mondiale de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers. Cette baisse de la demande a coïncidé avec l’annonce d’une hausse de la production dans certains des principaux pays producteurs de pétrole, ce qui a fait augmenter le niveau des stocks et chuter les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers. Au cours du deuxième et du troisième trimestre, les effets de la COVID-19 ont continué d’avoir une incidence défavorable sur les grandes économies mondiales et sur la demande des produits de la compagnie, et les conditions du marché sont demeurées très incertaines. Au Canada, les activités commerciales et de consommation se sont quelque peu redressées, mais par rapport aux périodes précédentes, elles sont demeurées moins importantes en raison de la pandémie. Malgré les mesures prises par les principaux pays producteurs de pétrole pour réduire l’offre excédentaire à court terme et l’amélioration des conditions du marché du crédit, qui a permis de fournir suffisamment de liquidités aux entreprises solvables, il est de plus en plus probable que les effets économiques défavorables persisteront, dans une certaine mesure, jusqu’en 2021.

À la fin de mars, la compagnie a annoncé qu’elle allait réduire considérablement ses dépenses en immobilisations et ses dépenses d’exploitation pour 2020. Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration en 2020 devraient maintenant s’établir à environ 900 millions de dollars, soit moins que les lignes directrices précédemment établies par la compagnie qui se situaient entre 1,1 et 1,2 milliard de dollars. De plus, les dépenses annuelles de production et de fabrication ont diminué de 813 millions de dollars par rapport à l’année précédente, la compagnie a ainsi pu dépasser l’objectif de réduction des dépenses annuelles de 500 millions de dollars.

Les effets de la COVID-19 et du contexte commercial actuel sur l’évolution de l’offre et de la demande ont eu une conséquence négative sur les résultats financiers et opérationnels de l’Impériale au cours des neuf premiers mois de 2020. Les conditions du secteur observées jusqu’à présent en 2020 ont entraîné une baisse des prix obtenus pour les produits de la compagnie et se sont traduites par une diminution marquée du bénéfice et des flux de trésorerie d’exploitation tout au long de l’année 2020 par rapport à 2019. En réaction à ces conditions, la compagnie a exploité certains actifs à taux réduits au cours du deuxième et troisième trimestre de 2020. La compagnie a devancé et prolongé les activités de révision et d’entretien planifiées au cours du deuxième et du troisième trimestre afin de réduire les effectifs sur place et d’établir un meilleur équilibre entre la production et la demande. Les activités de révision à Kearl et Syncrude ont été achevées au cours du troisième trimestre. Les taux d’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits pétroliers ont été réduits tout au long du deuxième trimestre de 2020, mais se sont améliorés au troisième trimestre étant donné que la demande de produits s’est accrue. Malgré les signes de reprise économique, la durée et la gravité de la baisse de la demande découlant de la COVID-19 et le contexte commercial actuel suscitent une grande incertitude, et l’évolution future de l’offre et de la demande est intrinsèquement difficile à prévoir.

La compagnie s’est penchée sur la réduction de ses dépenses à court terme, sur les répercussions de la production à court terme et sur les niveaux de prix attendus à court terme afin de déterminer si ces mesures présentent un risque de dépréciation pour ses actifs à long terme. Malgré le contexte difficile à court terme, le point de vue de la compagnie sur les principes fondamentaux de l’offre et de la demande à long terme n’a pas beaucoup changé. Cependant, la compagnie continue d’évaluer ses plans stratégiques et ses perspectives de prix à long terme, en tenant compte des conditions économiques et du secteur, actuelles et futures, ainsi que de l’incertitude persistante du marché, dans le cadre de son processus de planification annuel, qui doit être examiné par le conseil d’administration au cours du quatrième trimestre. Selon les conclusions de ce processus, notamment des changements futurs importants dans les plans stratégiques de la compagnie ou les perspectives de prix à long terme, une partie de ses actifs à long terme pourrait présenter un risque de dépréciation.

Comme divulgué dans le formulaire 10-K 2019 de l’Impériale, les faibles cours du pétrole brut et du gaz naturel peuvent avoir un impact sur les estimations des réserves prouvées de la compagnie tel qu’il est mentionné en vertu des règles de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis (SEC). Le prix moyen que l’Impériale a touché depuis le début de l’exercice pour le pétrole brut a eu une forte incidence sur la baisse des prix depuis la fin du premier trimestre. Tout comme les révisions à la baisse des réserves prouvées de bitume à la fin de 2016 qui ont découlé de la faiblesse des prix, si les prix moyens se maintiennent aux niveaux actuel, en vertu de la définition des réserves prouvées de la SEC, certains volumes considérés comme des réserves prouvées à la fin de 2019, principalement les réserves prouvées de bitume de Kearl (totalisant environ 60 % des 3,5 milliards de barils d’équivalent pétrole des réserves prouvées nettes de la compagnie), ne seront pas considérés comme des réserves prouvées à la fin de l’exercice 2020. Les estimations des réserves prouvées peuvent dépendre d’un certain nombre de facteurs, dont l’achèvement et l’optimisation des projets de mise en valeur, le rendement des gisements, les approbations réglementaires, la politique gouvernementale, les préférences des consommations, les variations du montant et du moment liés aux dépenses d’investissement, le cadre des redevances et les changements importants des niveaux de prix du pétrole et du gaz à long terme. La compagnie ne s’attend pas à ce que la révision à la baisse des réserves prouvées déclarées en vertu des définitions de la SEC affecte les opérations de projets sous-entendu ou modifie ses perspectives pour les volumes de production.

Au cours du deuxième trimestre de 2020, les gouvernements fédéral et provinciaux canadiens ont lancé des plans et des programmes pour appuyer les entreprises et les activités économiques face aux effets perturbateurs de la pandémie de COVID-19. Le gouvernement du Canada a instauré la Subvention salariale d’urgence du Canada (SSUC) dans le cadre de son plan d’intervention économique pour répondre à la COVID-19, et a récemment annoncé son intention de prolonger la SSUC jusqu’en juin 2021. La compagnie a reçu des subventions salariales dans le cadre de ce programme et, si elle y est admissible, elle entend continuer d’en faire la demande. De plus, le gouvernement de l’Alberta a annoncé son plan de relance, qui tient compte d’une proposition visant à accélérer la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta, initialement prévue par la loi en 2019. Si elle est adoptée, le taux d’imposition des sociétés de l’Alberta sera réduit à 8 % à compter du 1er juillet 2020, alors qu’il était auparavant réduit à 8 % à compter du 1er janvier 2022. La proposition de changement du taux d’imposition des sociétés ne devrait pas avoir d’incidence importante sur les états financiers de la compagnie.

La compagnie a pris des mesures, conformément aux directives et restrictions fédérales et provinciales, pour limiter la propagation de COVID-19 parmi les employés, les entrepreneurs et l’ensemble de la collectivité, ainsi que pour poursuivre ses activités d’exploitation afin de garantir à ses clients un approvisionnement fiable de produits puisqu’elle est un fournisseur de services essentiels. La compagnie dispose d’excellents plans de continuité des activités, qui ont été déployés dans le but de minimiser les effets de la COVID-19 sur la productivité du personnel.

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 qui figurent dans le présent rapport font notamment référence aux dépenses en immobilisations prévues pour l’année 2020 d’environ 900 millions de dollars; aux contrôles permanents des dépenses et des capitaux et à la résilience de la compagnie; aux réductions de dépenses et de capitaux démontrant la capacité à s’adapter aux conditions du marché sans compromettre les objectifs de valeur et de production à long terme; aux répercussions que les activités d’entretien adaptées pendant l’interruption de service à Kearl ont sur la réduction des activités d’entretien planifiées pour le reste de l’année; à la production attendue à Kearl pour l’ensemble de l’année 2020; au fait d’être en bonne position pour obtenir un bon rendement au quatrième trimestre; aux répercussions de l’unité de cogénération de Strathcona sur la production d’énergie, l’efficacité énergétique et la réduction des émissions de gaz à effet de serre; à l’incertitude du marché et l’ampleur des effets actuels de la pandémie COVID-19 sur l’activité économique; aux objectifs de réduction des dépenses annoncés précédemment; à la vision de l’entreprise sur les principes fondamentaux de l’offre et de la demande à long terme; aux répercussions liées aux réductions futures des perspectives de prix à long terme, y compris la dépréciation des actifs à long terme; aux répercussions d’une baisse prolongée des prix du pétrole et du gaz naturel sur les réserves prouvées en vertu des règles de la SEC, y compris l’éventuelle révision à la baisse des réserves prouvées de bitume; à l’intention de continuer de faire la demande de la Subvention salariale d’urgence du Canada; à l’effet cumulatif de l’accélération de la réduction du taux d’imposition des sociétés par le gouvernement de l’Alberta; et aux incidences des mesures prises face à la COVID-19.

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 combinaison de sources énergétiques; le prix des marchandises, les taux de change et conditions générales du marché; les taux, la croissance et la composition de la production; les plans, le calendrier, les coûts, les évaluations techniques et les capacités des projets, ainsi que la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs; l’évolution de COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de l’Impériale à exploiter ses actifs, notamment la fermeture éventuelle des installations en raison des éclosions de COVID-19; la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et à mener ses activités d’intervention en cas de pandémie; la capacité de la compagnie à réaliser des économies et à adapter les travaux d’entretien; le rendement des fournisseurs de services tiers, y compris la fourniture de diluants par pipeline à Kearl; l’adoption et les incidences de nouvelles installations ou technologies, notamment sur la réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre; l’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits; les lois et les politiques gouvernementales applicables, notamment la réduction et les restrictions de la production en réponse à la COVID-19; les sources de financement et la structure du capital, notamment la capacité d’émettre des titres d’emprunt à long terme; ainsi qu’aux dépenses reliées aux immobilisations et à l’environnement 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 brut, de gaz naturel et de produits pétroliers et pétrochimiques ainsi que les répercussions sur les prix, les écarts et les marges qui en résultent, y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux et les prix de l’offre et les effets de la COVID-19 sur la demande; la conjoncture économique générale; la disponibilité et l’allocation du capital; les taux de change; les transports pour accéder aux marchés; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales telles que les lois fiscales, la réduction de la production et les mesures prises en réponse à la COVID-19; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, compte tenu notamment des restrictions liées à la COVID-19; l’efficacité de la gestion et la préparation aux catastrophes, y compris les plans de continuité des activités en réponse à la COVID-19; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration pétrolière et gazière et à la production et aux activités connexes; la réglementation environnementale, comprenant les changements climatiques et les règlements concernant 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; l’obtention, en temps utile, des approbations réglementaires et de tiers; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, et la capacité de commercialiser les nouvelles technologies à un prix concurrentiel; les risques et dangers opérationnels; les incidents de cybersécurité, y compris le recours accru aux modalités de travail à distance et au déploiement des plans de continuité des activités en raison de la COVID-19; et les autres facteurs dont il est question 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 les rapports provisoires ultérieurs sur le formulaire 10-Q.

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 rapport 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

2020

2019

2020

2019

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

Total des produits et des autres revenus

5 955

8 736

16 355

25 979

Total des dépenses

5 952

8 182

17 300

24 298

Bénéfice (perte) avant impôts

3

554

(945)

1 681

Impôts sur le bénéfice

-

130

(234)

(248)

Bénéfice (perte) net

3

424

(711)

1 929

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

-

0,56

(0,97)

2,51

Bénéfice (perte) net par action ordinaire

– compte tenu d’une dilution (en dollars)

-

0,56

(0,97)

2,51

Autres données financières

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

10

25

25

31

Total des actifs au 30 septembre

39 382

41 907

Total du passif au 30 septembre

5 189

5 161

Capitaux propres au 30 septembre

22 792

24 965

Capital utilisé au 30 septembre

28 009

30 150

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

Total

161

166

485

482

Par action ordinaire (en dollars)

0,22

0,22

0,66

0,63

Millions d’actions ordinaires en circulation

Au 30 septembre

734,1

752,9

Moyenne – compte tenu d’une dilution

736,3

760,3

735,7

770,0

Annexe II

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2020

2019

2020

2019

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

817

1 531

817

1 531

Bénéfice (perte) net

3

424

(711)

1 929

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

Dépréciation et épuisement

409

419

1 275

1 201

Dépréciation d’actifs incorporels

-

-

20

-

(Gain) perte à la vente d’actifs

(11)

(28)

(28)

(34)

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

(11)

116

(210)

(359)

Variations de l’actif et du passif d’exploitation :

485

445

136

668

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

875

1 376

482

3 405

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

(125)

(413)

(605)

(1 305)

Produits associés à la vente d’actifs

19

30

68

66

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(166)

(519)

(778)

(1 557)

Annexe III

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2020

2019

2020

2019

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

Secteur Amont

(74)

209

(1 126)

1 252

Secteur Aval

77

221

447

736

Produits chimiques

27

38

55

110

Comptes non sectoriels et autres

(27)

(44)

(87)

(169)

Bénéfice (perte) net

3

424

(711)

1 929

Produits et autres revenus

Secteur Amont

2 303

3 105

5 857

10 000

Secteur Aval

4 406

6 612

12 523

19 425

Produits chimiques

268

298

727

935

Éliminations / Comptes non sectoriels et autres

(1 022)

(1 279)

(2 752)

(4 381)

Produits et autres revenus

5 955

8 736

16 355

25 979

Achats de pétrole brut et de produits

Secteur Amont

1 176

1 376

3 338

4 764

Secteur Aval

3 322

5 142

8 987

15 062

Produits chimiques

157

167

416

531

Éliminations

(1 021)

(1 286)

(2 766)

(4 401)

Achats de pétrole brut et de produits

3 634

5 399

9 975

15 956

Dépenses de production et de fabrication

Secteur Amont

863

1 087

2 855

3 414

Secteur Aval

335

460

1 086

1 315

Produits chimiques

48

54

157

182

Éliminations

-

-

-

-

Dépenses de production et de fabrication

1 246

1 601

4 098

4 911

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

Secteur Amont

78

302

454

975

Secteur Aval

50

124

177

364

Produits chimiques

4

4

15

27

Comptes non sectoriels et autres

9

12

33

34

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

141

442

679

1 400

Frais d’exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus

2

4

6

42

Annexe IV

Données d’exploitation

Troisième trimestre

Neuf mois

2020

2019

2020

2019

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

(en milliers de barils par jour)

Kearl

134

159

143

145

Cold Lake

131

142

131

141

Syncrude

67

69

63

76

Classique

8

13

12

12

Total de la production de pétrole brut

340

383

349

374

LGN mis en vente

1

2

2

1

Total de la production de pétrole brut et de LGN

341

385

351

375

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

144

132

158

138

Production brute d’équivalent pétrole (a)

365

407

377

398

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

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

Kearl

133

154

140

139

Cold Lake

119

110

125

113

Syncrude

67

60

63

66

Classique

6

13

10

13

Total de la production de pétrole brut

325

337

338

331

LGN mis en vente

3

1

2

2

Total de la production de pétrole brut et de LGN

328

338

340

333

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

145

131

151

137

Production nette d’équivalent pétrole (a)

352

360

365

356

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

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

192

226

204

200

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

167

181

178

186

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)

1

5

2

6

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

Bitume (le baril)

35,95

51,12

22,24

52,44

Pétrole synthétique (le baril)

50,79

77,27

49,06

74,59

Pétrole brut classique (le baril)

29,45

53,90

30,10

54,79

LGN (le baril)

18,91

14,96

13,06

23,72

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

1,79

1,36

1,72

2,06

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

341

363

334

363

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

81

86

79

86

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

Essence

241

259

217

250

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

137

164

147

169

Mazout lourd

26

25

19

24

Huiles lubrifiantes et autres produits

45

40

40

38

Ventes nettes de produits pétroliers

449

488

423

481

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

197

194

573

579

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

Annexe V

Bénéfice (perte) net par

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

action ordinaire – résultat dilué (a)

en millions de dollars canadiens

dollars canadiens

2016

Premier trimestre

(101)

(0,12)

Deuxième trimestre

(181)

(0,21)

Troisième trimestre

1 003

1,18

Quatrième trimestre

1 444

1,70

Exercice

2 165

2,55

2017

Premier trimestre

333

0,39

Deuxième trimestre

(77)

(0,09)

Troisième trimestre

371

0,44

Quatrième trimestre

(137)

(0,16)

Exercice

490

0,58

2018

Premier trimestre

516

0,62

Deuxième trimestre

196

0,24

Troisième trimestre

749

0,94

Quatrième trimestre

853

1,08

Exercice

2 314

2,86

2019

Premier trimestre

293

0,38

Deuxième trimestre

1 212

1,57

Troisième trimestre

424

0,56

Quatrième trimestre

271

0,36

Exercice

2 200

2,88

2020

Premier trimestre

(188)

(0,25)

Deuxième trimestre

(526)

(0,72)

Troisième trimestre

3

-

Exercice

(711)

(0,97)

(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.

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