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L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation du premier trimestre 2021

·33 min de lecture

Imperial Oil Limited (TSX, NYSEAM: IMO):

  • Un bénéfice net de 392 millions de dollars lors du premier trimestre de 2021

  • Des flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation de plus de 1 milliard de dollars lors du premier trimestre

  • Un rendement financier amélioré pour tous les secteurs commerciaux, comparativement au quatrième trimestre

  • Une production record au premier trimestre depuis plus de 30 ans pour le secteur Amont, grâce à la production brute record au site de Kearl

  • L’Impériale rétablit un important programme d’achat d’actions en vue de racheter jusqu’à quatre pour cent des actions ordinaires en circulation d’ici le 28 juin 2021

  • Le dividende mensuel a augmenté de près de 23 %, passant de 22 cents à 27 cents par action

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2021

2020

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

392

(188)

+580

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

0,53

(0,25)

+0,78

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

163

331

-168

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé de 392 millions de dollars au premier trimestre de 2021, attribuable à l’augmentation des prix du brut, au solide rendement d’exploitation et au maintien d’une rigueur dans les coûts pour l’ensemble des secteurs commerciaux et favorisé par l’amélioration des marges sur les produits pétroliers et les produits chimiques, comparativement au quatrième trimestre.

Au cours du premier trimestre de 2021, les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de la compagnie se sont élevés à 1 045 millions de dollars, contre 423 millions de dollars au cours de la même période en 2020. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation, hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 1 068 millions de dollars, comparativement à 611 millions de dollars pour la période correspondante de 2020.

« L’Impériale a adopté des mesures décisives afin de traverser la tempête économique qui a déferlé sur 2020, dont des améliorations fondamentales à sa structure de coûts et l’avancée de projets essentiels, assurant ainsi le bon positionnement de la compagne afin de tirer pleinement parti de l’amélioration des conditions du marché », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « Les retombées de cette approche sont à la base de notre bon rendement ce trimestre. Je suis extrêmement fier de notre capacité à obtenir ces résultats tout en respectant notre engagement de prendre soin de nos employés, de nos collectivités et de l’environnement. »

La production du secteur amont pour le premier trimestre s’est établie en moyenne à 432 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, la production de premier trimestre la plus élevée en 30 ans. La production brute totale du site Kearl s’est établie en moyenne à 251 000 barils par jour, décrochant un nouveau record de production pour chaque mois du premier trimestre.

Dans le secteur aval, le débit moyen était de 364 000 barils par jour et le taux d’utilisation de 85 % au premier trimestre, contre 359 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2020. Les ventes de produits pétroliers étaient de 414 000 barils par jour, par rapport à 416 000 barils par jour lors du quatrième trimestre de 2020. Malgré la faiblesse persistante de la demande, le bénéfice net du secteur aval s’est établi à 292 millions de dollars pour le premier trimestre, contre 186 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2020, une hausse principalement attribuable à la vigueur des marges.

Conformément à l’engagement de longue date de la compagnie envers ses actionnaires, l’Impériale a modifié son programme de rachat d’actions existant et prévoit acheter jusqu’à quatre pour cent des actions ordinaires en circulation (au 15 juin 2020) d’ici le 28 juin 2021. De plus, l’Impériale a déclaré un dividende de 27 cents par action pour le deuxième trimestre, ce qui représente une augmentation de près de 23 %. « Ces actions témoignent du robuste rendement financier de la compagnie et de sa confiance en l’avenir. Elles démontrent notre engagement continu de distribuer de la trésorerie aux actionnaires », a continué M. Corson.

Faits saillants du premier trimestre

  • Le bénéfice net a été de 392 millions de dollars, ou de 0,53 dollar par action sur une base diluée, comparativement à une perte nette de 188 millions de dollars, ou 0,25 dollar par action au premier trimestre de 2020. Bénéfice net, hors les éléments identifiés¹, de 392 millions de dollars au premier trimestre de 2021, contre 93 millions de dollars pour la même période en 2020.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 045 millions de dollars, comparativement à 423 millions de dollars pour la période correspondante de 2020. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation, hors le fonds de roulement¹, se sont élevés à 1 068 millions de dollars, comparativement à 611 millions de dollars pour la période correspondante de 2020.

  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 163 millions de dollars, comparativement à 331 millions de dollars au premier trimestre de 2020. La compagnie continue de prévoir des dépenses en immobilisations et frais d’exploration de 1,2 milliard de dollars pour l’exercice complet de 2021.

  • Les dividendes payés ont totalisé 162 millions de dollars ou 0,22 dollar par action, contre 164 millions de dollars ou 0,22 dollar par action au premier trimestre de 2020.

  • L’élargissement du programme de rachat d’actions repose sur une solide situation financière. En avril, le programme a été modifié afin de permettre à l’Impériale d’acheter jusqu’à quatre pour cent de ses actions ordinaires en circulation (au 15 juin 2020), soit environ 29 363 070 d’actions, au cours d’une période de 2 mois se terminant le 28 juin 2021. En ligne avec la robustesse du bilan de la compagnie, ses faibles exigences de capital et son impressionnante génération de liquidités, cette modification atteste de la priorité qu’accorde la compagnie aux actionnaires et de la capacité de cette dernière à leur distribuer de la trésorerie.

  • La production s’est élevée en moyenne à 432 000 barils d’équivalents pétrole brut par jour, contre 419 000 barils par jour à la même période en 2020.

  • La production brute totale au site de Kearl s’est établie en moyenne à 251 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 178 000 barils), en hausse par rapport à 226 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 160 000 barils) au premier trimestre de 2020. L’actif a décroché de nouveaux records de production pour chaque mois du premier trimestre; la production plus élevée étant principalement attribuable à des installations de concassage supplémentaires.

  • La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake s’est établie à 140 000 barils par jour, conforme aux 140 000 barils par jour au premier trimestre de 2020.

  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 79 000 barils par jour, une hausse par rapport à 73 000 barils par jour au premier trimestre de 2020.

  • Le débit moyen des raffineries était de 364 000 barils par jour, par rapport à 383 000 barils par jour au cours du premier trimestre de 2020. L’utilisation des capacités de production était de 85 %, contre 91 % au premier trimestre de 2020. La baisse du débit des raffineries était principalement attribuable par la faiblesse de la demande du marché en raison de la pandémie de COVID-19.

  • Les ventes de produits pétroliers étaient de 414 000 barils par jour, par rapport à 462 000 barils par jour lors du premier trimestre de 2020. 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 Produits chimiques était de 67 millions de dollars au trimestre, contre 21 millions de dollars au premier trimestre de 2020.

  • Le projet de récupération assistée par injection de vapeur additionnée de liquide (la technique « LASER ») à l’usine Mahkeses du site Cold Lake a été lancé avec succès. Ce dernier déploiement de la technologie de récupération améliorée des solvants de l’Impériale améliore la productivité et devrait permettre une réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre pouvant atteindre 25 % pour la production visée.

  • L’Impériale a publié son rapport de développement durable mis à jour. La mise à jour met en lumière les actions et les résultats de la compagnie dans le contexte des principales facettes de la durabilité. La rubrique détaillée du rapport sur le climat comprend des estimations des émissions de niveau 3 et recense les efforts de l’Impériale en vue de tracer de nouvelles voies vers un avenir carboneutre.

  • L’Impériale a fourni 2,5 millions de dollars supplémentaires en carburant gratuit à 100 000 travailleurs de première ligne en soins de santé en reconnaissance de leur service inlassable. Il s’agit de la deuxième campagne des héros des soins de santé lancée par l’Impériale pendant la pandémie; 2 millions de dollars sous la forme de cartes de carburant gratuites ont été remis à 80 000 travailleurs en soins de santé en 2020.

1 Mesure non conforme aux PCGR – Se reporter à l’Annexe VI pour la définition et le rapprochement

Comparaison des premiers trimestres de 2021 et de 2020

Au début de l’année 2020, deux effets perturbateurs importants ont touché l’équilibre de l’offre et de la demande de produits pétroliers et pétrochimiques. En ce qui concerne la demande, la pandémie de COVID-19 s’étant propagée rapidement dans la plupart des régions du monde, les activités commerciales et de consommation ont fortement diminué, et la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers a chuté. Cette baisse de la demande a coïncidé avec l’annonce d’une augmentation de la production dans certains des principaux pays producteurs de pétrole, ce qui a fait augmenter le niveau des stocks et fléchir les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers.

Bien que la demande ait considérablement rebondi, les effets persistants de la faible conjoncture commerciale en 2020 ont continué de miner les résultats financiers de 2021 comparativement aux périodes closes avant que la pandémie n’éclate. Des signes d’amélioration se profilent à l’horizon, notamment des prix plus élevés du pétrole brut et du gaz naturel pour l’ensemble du trimestre et une hausse des marges des secteurs aval et Produits chimiques.

La compagnie a enregistré un bénéfice net de 392 millions de dollars, soit 0,53 dollar par action sur une base diluée, au premier trimestre 2021, par rapport à une perte nette de 188 millions de dollars, soit 0,25 dollar par action, pour la même période en 2020. Les résultats du premier trimestre de 2020 tenaient compte des charges hors trésorerie de 281 millions de dollars pour la réévaluation des stocks de la compagnie.

Le secteur amont a enregistré un bénéfice net de 79 millions de dollars au cours du premier trimestre de 2021, contre une perte nette de 608 millions de dollars durant la même période en 2020. L’amélioration des résultats témoigne des réalisations plus élevées d’environ 700 millions de dollars et de l’absence de la charge hors trésorerie de 229 millions de dollars de l’exercice précédent, associée à la réévaluation des stocks de la compagnie. Ces éléments ont été partiellement compensés par les redevances plus élevées d’environ 100 millions de dollars, des effets de change défavorables d’environ 70 millions de dollars et des charges d’exploitation plus élevées d’environ 60 millions de dollars.

Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à 58,14 dollars américains le baril au premier trimestre de 2021, une hausse par rapport à 45,78 dollars américains par baril au cours du même trimestre de 2020. Le cours moyen du Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à 45,64 dollars américains le baril, contre 25,60 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s’est établi en moyenne à environ 13 dollars américains par baril au premier trimestre de 2021, comparativement à environ 20 dollars américains pour la même période en 2020.

Le dollar canadien valait en moyenne 0,79 dollar américain au premier trimestre 2021, soit une augmentation de 0,05 dollar américain depuis le premier trimestre 2020.

Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté au cours du trimestre, principalement en raison de l’augmentation du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est élevé à 47,19 dollars le baril pour le premier trimestre de 2021, comparativement à 18,08 dollars le baril au premier trimestre de 2020. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a augmenté de façon générale conformément au WTI, rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique s’est établi à 67,41 dollars le baril au premier trimestre de 2021, en hausse par rapport aux 58,94 dollars le baril touchés au cours du même trimestre de 2020.

La production brute totale de bitume de Kearl s’est établie en moyenne à 251 000 barils par jour au premier trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 178 000 barils), en hausse par rapport à 226 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 160 000 barils) au premier trimestre de 2020. L’augmentation de la production était principalement attribuable aux installations de concassage supplémentaires.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie à 140 000 barils par jour au premier trimestre, conforme aux 140 000 barils par jour pour la même période de 2020.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 79 000 barils par jour, une hausse par rapport à 73 000 barils par jour au premier trimestre 2020.

Le secteur aval a enregistré un bénéfice net de 292 millions de dollars au premier trimestre de 2021, au lieu d’un bénéfice net de 402 millions de dollars pour la même période en 2020. Les résultats ont été affectés négativement par une baisse des marges d’environ 150 millions de dollars et par les volumes de ventes d’environ 60 millions de dollars moins élevés. Ces éléments ont été partiellement compensés par l’absence de la charge hors trésorerie de l’exercice précédent de 52 millions de dollars, associée à la réévaluation des stocks de la compagnie, et à la baisse des charges d’exploitation d’environ 50 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries était de 364 000 barils par jour, par rapport à 383 000 barils par jour au cours du premier trimestre de 2020. L’utilisation des capacités de production était de 85 %, contre 91 % au premier trimestre de 2020. La baisse du débit des raffineries était principalement attribuable par la faiblesse de la demande du marché en raison de la pandémie de COVID-19.

Les ventes de produits pétroliers étaient de 414 000 barils par jour, par rapport à 462 000 barils par jour lors du premier trimestre de 2020. 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 Produits chimiques était de 67 millions de dollars au premier trimestre, contre 21 millions de dollars au premier trimestre de 2020.

Les Comptes non sectoriels et autres ont affiché un solde de 46 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à un solde de 3 millions de dollars pour la période correspondante de 2020, attribuable en grande partie à la hausse des coûts liée à la rémunération à base d’actions.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 045 millions de dollars au premier trimestre, contre 423 millions de dollars pour la période correspondante de 2020, reflétant principalement des réalisations améliorées du secteur Amont.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 147 millions de dollars au premier trimestre, comparativement à 308 millions de dollars pour la même période en 2020, reflétant principalement une réduction des acquisitions d’immobilisations corporelles.

Les liquidités affectées aux activités de financement s’élevaient à 202 millions de dollars au cours du premier trimestre, comparativement à 445 millions de dollars au cours du premier trimestre de 2020. Les dividendes payés au cours du premier trimestre de 2021 s’élevaient à 162 millions de dollars. Le dividende par action versé au premier trimestre a été de 0,22 dollar, à l’instar de la période correspondante de 2020. La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours du premier trimestre. Au premier trimestre de 2020, la compagnie a racheté environ 9,8 millions d’actions pour 274 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.

Le solde de trésorerie s’établissait à 1 467 millions de dollars au 31 mars 2021, comparativement à 1 388 millions de dollars à la fin du premier trimestre de 2020.

Au 31 mars 2021, en raison de la résiliation des ententes de services de transport liées à un projet de pipeline tiers, la compagnie a comptabilisé un passif de 62 millions de dollars, précédemment déclaré comme passif éventuel à la note 10 du formulaire 10-K de l’Impériale. Dans le cadre du même projet, les engagements du poste « Autres contrats d’achat à long terme » indiqués dans le formulaire 10-K de l’Impériale ont diminué d’environ 2,9 milliards de dollars. La majorité de ces engagements concernaient les années 2026 et au-delà.

Au 30 avril 2021, la compagnie a annoncé une modification de l’offre publique de rachat ordinaire pour augmenter le nombre d’actions ordinaires qu’elle peut acheter. En vertu de cette modification, le nombre d’actions ordinaires pouvant être rachetées augmentera jusqu’à un maximum de 29 363 070 actions ordinaires entre le 29 juin 2020 et le 28 juin 2021, cela comprend les actions rachetées dans le cadre de l’offre publique de rachat ordinaire et de la société ExxonMobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de rachat ordinaire. Aucune autre provision de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités n’a été modifiée. La compagnie compte actuellement maximiser les rachats d’actions en vertu de ce programme. Les plans de rachat peuvent être modifiés à tout moment sans préavis.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou 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 du présent rapport comprennent, sans s’y limiter, des références aux plans de rachats en vertu du programme de rachat d’actions modifié de la compagnie; les faibles exigences de capital, l’impressionnante génération de liquidités, la confiance en l’avenir et la priorité accordée aux actionnaires et la capacité de la compagnie de leur distribuer de la trésorerie; l’engagement en matière de durabilité, y compris les efforts en vue de tracer des voies vers un avenir carboneutre; des dépenses en immobilisations et frais d’exploration prévus de 1,2 milliard de dollars pour l’exercice complet de 2021; le projet LASER de l’usine Mahkeses du site Cold Lake permettant la réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre et de l’utilisation de l’eau; et des signes d’amélioration se profilant à l’horizon de la conjoncture commerciale, notamment par les prix plus élevés du pétrole brut et du gaz naturel et par la hausse des marges des secteurs Aval et Produits chimiques. Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes, estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au moment où les énoncés sont faits. Les éléments suivants pourraient différer sensiblement selon un certain nombre de facteurs : résultats financiers et d’exploitation futurs réels, y compris attentes et hypothèses concernant la croissance de la demande, la source d’énergie, l’approvisionnement en énergie et le bouquet énergétique; prix des produits de base, taux de change et conditions générales du marché; taux de production, croissance et composition de la production; plans de projet, calendrier et coûts des projets, évaluations techniques et capacités techniques, ainsi que capacité de la compagnie d’exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs; adoption et incidences de nouvelles installations ou technologies, notamment sur la réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre et de l’utilisation de l’eau; progression de la COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de l’Impériale à exploiter ses actifs, y compris lors de la fermeture éventuelle de ses installations en raison d’éclosions de COVID-19; capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et de mener ses activités d’intervention en cas de pandémie; lois applicables et politiques gouvernementales, y compris restrictions en réponse à la COVID-19; capacité de la compagnie à réaliser des économies; génération de liquidités, sources de financement et structure du capital; ainsi que dépenses en capital et liées à l’environnement.

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 qui en résultent, y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement et les prix et l’incidence de la COVID-19 sur la demande; la disponibilité et la répartition du capital; le transport pour accéder aux marchés; la disponibilité et le rendement des fournisseurs de services tiers, y compris à la lumière des restrictions liées à la COVID-19; l’efficacité de la gestion et la préparation aux interventions en cas de sinistre, y compris les plans de continuité des activités en réponse à la COVID-19; 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; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, et la capacité de commercialiser les nouvelles technologies à un prix concurrentiel; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; la réglementation environnementale, y compris en ce qui concerne les changements climatiques et les gaz à effet de serre, ainsi que les modifications qui y sont apportées; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion de projets, les calendriers et l’achèvement en temps opportun des projets; l’obtention, en temps utile, des approbations réglementaires et de tiers; les dangers et risques opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité; y compris la dépendance accrue aux ententes de travail à distance et l’activation des plans de continuité des activités en raison de la COVID-19; les taux de change; la conjoncture économique générale; ainsi que d’autres facteurs abordés au point 1A, facteurs de risque, et dans le rapport de gestion au point 7 du rapport annuel le plus récent de la Compagnie pétrolière Impériale Ltée sur formulaire 10-K.

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 Ltée. 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

Trois mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2021

2020

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

Total des produits et des autres revenus

6 998

6 690

Total des dépenses

6 486

6 945

Bénéfice (perte) avant impôts

512

(255)

Impôts sur le bénéfice

120

(67)

Bénéfice (perte) net

392

(188)

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

0,53

(0,25)

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

0,53

(0,25)

Autres données financières

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

2

6

Total des actifs au 31 mars

39 007

40 413

Total du passif au 31 mars

5 144

5 198

Capitaux propres au 31 mars

21 736

23 570

Capital utilisé au 31 mars

26 906

28 789

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

Total

161

162

Par action ordinaire (en dollars)

0,22

0,22

Millions d’actions ordinaires en circulation

Au 31 mars

734,1

734,1

Moyenne – compte tenu d’une dilution

735,7

738,9

Annexe II

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

1 467

1 388

Activités d’exploitation

Bénéfice (perte) net

392

(188)

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

Dépréciation et épuisement

494

453

Dépréciation d’actifs incorporels

-

20

(Gain) perte à la vente d’actifs

(3)

(7)

Dépréciation de l’inventaire à la valeur marchande courante

-

281

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

60

43

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

(23)

(188)

Autres postes – montant net

125

9

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 045

423

Activités d’investissement

Acquisitions d’immobilisations corporelles

(167)

(310)

Produits de la vente d’actifs

7

9

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

13

(7)

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

(147)

(308)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(202)

(445)

Annexe III

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

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

Secteur Amont

79

(608)

Secteur Aval

292

402

Produits chimiques

67

21

Comptes non sectoriels et autres

(46)

(3)

Bénéfice (perte) net

392

(188)

Produits et autres revenus

Secteur Amont

3 493

2 374

Secteur Aval

5 305

5 379

Produits chimiques

376

260

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(2 176)

(1 323)

Produits et autres revenus

6 998

6 690

Achats de pétrole brut et de produits

Secteur Amont

1 834

1 650

Secteur Aval

4 020

3 769

Produits chimiques

209

140

Éliminations

(2 176)

(1 333)

Achats de pétrole brut et de produits

3 887

4 226

Production et fabrication

Secteur Amont

1 109

1 108

Secteur Aval

326

408

Produits chimiques

50

63

Éliminations

-

-

Production et fabrication

1 485

1 579

Frais de vente et frais généraux

Secteur Amont

-

-

Secteur Aval

133

181

Produits chimiques

25

25

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

31

(40)

Frais de vente et frais généraux

189

166

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

Secteur Amont

85

231

Secteur Aval

68

76

Produits chimiques

2

9

Comptes non sectoriels et autres

8

15

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

163

331

Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus

2

1

Annexe IV

Données d’exploitation

Trois mois

2021

2020

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

(en milliers de barils par jour)

Kearl

178

160

Cold Lake

140

140

Syncrude

79

73

Classique

11

15

Total de la production de pétrole brut

408

388

LGN mis en vente

2

2

Total de la production de pétrole brut et de LGN

410

390

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

131

176

Production d’équivalent pétrole brut (a)

432

419

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

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

Kearl

173

154

Cold Lake

112

134

Syncrude

74

71

Classique

11

14

Total de la production de pétrole brut

370

373

LGN mis en vente

2

1

Total de la production de pétrole brut et de LGN

372

374

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

127

172

Production nette d’équivalent pétrole (a)

393

403

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

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

248

220

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

182

191

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) (b)

-

2

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

Bitume (le baril)

47,19

18,08

Pétrole synthétique (le baril)

67,41

58,94

Pétrole brut classique (le baril)

49,54

41,49

LGN (le baril)

31,16

9,26

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

3,24

1,77

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

364

383

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

85

91

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

Essence

198

232

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

153

179

Mazout lourd

20

13

Huiles lubrifiantes et autres produits

43

38

Ventes nettes de produits pétroliers

414

462

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

211

186

(a)

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

(b)

Les ventes de LGN de 2021 sont arrondies à 0.

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

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

-

Quatrième trimestre

(1 146)

(1,56)

Exercice

(1 857)

(2,53)

2021

Premier trimestre

392

0,53

(a)

Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.

Annexe VI

Mesures financières non conformes aux PCGR

Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la Securities and Exchange Commission. Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que d’autres renseignements requis par le présent règlement ont été fournis. Les mesures non conformes aux PCGR n’ont pas de définition normalisée et, à ce titre, peuvent ne pas être directement comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux PCGR.

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

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

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 045

423

Moins les variations du fonds de roulement

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

(23)

(188)

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

1 068

611

Flux de trésorerie disponible

Le flux de trésorerie disponible est le flux de trésorerie issu des activités d’exploitation, moins les acquisitions d’immobilisations corporelles et les placements en actions de la société, plus le produit de la vente d’actifs. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans s’y limiter, les dividendes et les rachats d’actions) après des investissements dans l'entreprise.

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 045

423

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

Acquisitions d’immobilisations corporelles

(167)

(310)

Produits de la vente d’actifs

7

9

Prêts à des sociétés dont la compagnie est actionnaire – montant net

13

(7)

Flux de trésorerie disponible

898

115

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est le bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice total de l’entreprise d’au moins 100 millions de dollars au cours d’un trimestre donné. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un élément identifié pour un secteur individuel peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque l’élément touche plusieurs secteurs. La direction croit qu’il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où l’une des périodes, ou les deux, comprennent des éléments identifiés. Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

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

392

(188)

Moins les éléments identifiés compris dans le bénéfice (perte) net

Évaluation des stocks hors espèces (selon le coût ou la valeur marchande, si celle-ci est inférieure)

-

(281)

Sous-total des éléments identifiés

-

(281)

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

392

93

Coûts d’exploitation (coûts financiers)

Les coûts d’exploitation se consistent comme suit : (1) Production et fabrication; (2) Frais de vente et frais généraux; et (3) Exploration, dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés dans l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des coûts d’exploitation et ne représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.

Rapprochement des coûts d’exploitation

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

Extrait de l’état consolidé des résultats de l’Impériale

Total des dépenses

6 486

6 945

Moins :

Achats de pétrole brut et de produits

3 887

4 226

Taxes d’accise fédérales et frais de carburant

404

451

Dépréciation et épuisement

494

473

Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite

11

30

Financement

14

19

Total des coûts d’exploitation

1 676

1 746

Composants des coûts d’exploitation

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

Extrait de l’état consolidé des résultats de l’Impériale

Production et fabrication

1 485

1 579

Frais de vente et frais généraux

189

166

Exploration

2

1

Coûts d’exploitation

1 676

1 746

Secteur Amont

1 111

1 109

Secteur Aval

459

589

Produits chimiques

75

88

Comptes non sectoriels/Éliminations

31

(40)

Coûts d’exploitation

1 676

1 746

Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires)

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

Trois mois

2021

2020

en millions de dollars canadiens

Secteur
Amont (a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

Secteur
Amont (a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

Production et fabrication

1 109

455

260

333

1 108

490

234

308

Frais de vente et frais généraux

-

-

-

-

-

-

-

-

Exploration

2

-

-

-

1

-

-

-

Coûts d’exploitation

1 111

455

260

333

1 109

490

234

308

Production brute d’équivalent pétrole

432

178

140

79

419

160

140

73

(en milliers de barils par jour)

Coûts d’exploitation unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)

28,58

28,40

20,63

46,84

29,09

33,65

18,37

46,36

USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel

22,57

22,44

16,30

37,00

21,52

24,90

13,59

34,31

2021 0,79 dollar américain; 2020 0,74 dollar américain

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

Source: Imperial

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