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

  • Bénéfice net au premier trimestre le plus élevé en plus de 30 ans à 1 173 millions de dollars, avec bénéfice de 782 millions de dollars pour le secteur Amont et de 389 millions de dollars pour le secteur Aval, des chiffres principalement attribuables à une conjoncture favorable

  • Flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation les plus élevés en plus de 30 ans pour un premier trimestre à 1 914 millions de dollars, avec flux de trésorerie disponible¹ de 1 635 millions de dollars

  • Production pour le secteur Amont de 380 000 barils par jour, un résultat affecté par un aux froids extrêmes et temps d’arrêt imprévu au site de Kearl

  • Taux d’utilisation de la capacité de raffinage pour le trimestre de 93 % pour le secteur Aval, ce qui représente un troisième trimestre consécutif affichant un taux supérieur à 90 %

  • Achèvement de la construction du pipeline de produits de Sarnia, assurant un accès accru au marché à valeur élevée de Toronto et réduisant les coûts de transport

  • Déclaration d’un dividende de 0,34 dollar par action pour le deuxième trimestre

  • Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique de rachat d’un maximum de 2,5 milliard de dollars de ses actions ordinaires

CALGARY, Alberta, April 29, 2022--(BUSINESS WIRE)--Imperial Oil Limited (TSE: IMO, NYSE American: IMO):

Ce communiqué de presse contient des éléments multimédias. Voir le communiqué complet ici : https://www.businesswire.com/news/home/20220429005143/fr/

(Graphic: Business Wire)

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

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

1 173

392

+781

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

1,75

0,53

+1,22

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

296

163

+133

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé de 1 173 millions de dollars au premier trimestre, une hausse par rapport aux 813 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, principalement en raison d’une conjoncture favorable. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 914 millions de dollars, une hausse par rapport aux 1 632 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021. Le bénéfice net et les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation représentent les chiffres les plus élevés pour un premier trimestre en plus de 30 ans.

« L’Impériale a affiché d’excellents résultats financiers dans tous ses secteurs d’activité au premier trimestre, parallèlement à la levée des restrictions liées à la pandémie et au raffermissement des prix des matières premières », déclare Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « Grâce aux fortes marges réalisées dans tous nos secteurs, nous sommes très bien positionnés pour continuer de générer un important flux de trésorerie disponible1 cette année. »

Au premier trimestre, la production du secteur Amont s’est élevée en moyenne à 380 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. La production brute trimestrielle totale de Kearl a été en moyenne de 186 000 barils par jour, un résultat qui reflète l’impact des froids extrêmes et d’un temps d’arrêt imprévu. Après le premier trimestre, la production cumulative mensuelle pour avril au site de Kearl a grimpé pour s’établir à environ 250 000 barils bruts par jour.

1

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

Au site de Cold Lake, les objectifs stratégiques de fiabilité et d’optimisation de la compagnie ont continué de se traduire par un excellent rendement d’exploitation, avec une production trimestrielle de 140 000 barils bruts par jour.

Pour le secteur Aval, le débit des raffineries pour le trimestre s’est élevé en moyenne à 399 000 barils par jour, avec une utilisation de la capacité de raffinage de 93 %, ce qui représente un troisième trimestre consécutif affichant un taux supérieur à 90 %. Les ventes trimestrielles de produits pétroliers se sont chiffrées en moyenne à 447 000 barils par jour, parallèlement à la levée des restrictions liées à la pandémie vers la fin du trimestre.

Pendant le trimestre, la construction du pipeline de produits de Sarnia a été achevée plus tôt que prévu, la mise en service et le démarrage ayant eu lieu en avril. Le pipeline assure un accès accru au marché à valeur élevée de Toronto et devrait réduire les coûts de transport annuels de 40 millions de dollars.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à 56 millions de dollars au premier trimestre, comparativement à 64 millions de dollars au quatrième trimestre de 2021, alors que les marges diminuaient après avoir atteint des sommets inégalés.

Pendant le trimestre, l’Impériale a distribué 449 millions de dollars aux actionnaires dans le cadre de l’exécution accélérée du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie, achevé le 31 janvier 2022. La compagnie a également versé 185 millions de dollars en dividendes et déclaré un dividende de 0,34 dollar par action au deuxième trimestre. « L’Impériale retourne depuis longtemps l’excédent de trésorerie à ses actionnaires et j’ai le plaisir d’annoncer que la compagnie prévoit lancer une importante offre publique de rachat qui permettra de distribuer aux actionnaires 2,5 milliard de dollars au deuxième trimestre de 2022 », déclare M. Corson.

L’Impériale continue de promouvoir des solutions à faibles émissions en vue d’atteindre ses objectifs de durabilité, y compris, comme elle l’a annoncé récemment, sa cible de réduction de 30 %, par rapport aux niveaux de 2016, de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre liées aux sables bitumineux d’ici 2030. L’Impériale est membre de l’alliance Oil Sands Pathways to Net Zero, qui collabore avec les gouvernements fédéral et provincial pour atteindre la carboneutralité de l’exploitation des sables bitumineux d’ici 2050. La compagnie continue également de travailler à l’avancement de ses plans pour des installations de production de diesel renouvelable de classe mondiale à sa raffinerie de Strathcona afin de fournir au Canada une nouvelle source nationale importante de carburant renouvelable qui contribuera à réduire les émissions de niveau 3.

« L’Impériale a confiance en notre capacité à réduire les émissions et à proposer des technologies à plus faibles émissions. Nous sommes encouragés par les récentes mesures prises par le gouvernement fédéral quant aux crédits d’impôt à l’investissement pour les projets de captage de carbone de grande envergure qui aident le Canada à atteindre ses objectifs de lutte contre les changements climatiques, poursuit M. Corson. Notre collaboration soutenue et notre longue tradition de recherche et de développement continueront de nous être fort utiles tout au long de ce parcours. »

Faits marquants du premier trimestre

  • Le bénéfice net a été de 1 173 millions de dollars, ou 1,75 dollar par action sur une base diluée, les chiffres les plus élevés pour un premier trimestre en plus de 30 ans, en hausse par rapport aux 392 millions de dollars, ou 0,53 dollar par action, au premier trimestre de 2021. Cette amélioration du bénéfice net est principalement attribuable à une conjoncture favorable.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 914 millions de dollars, le chiffre le plus élevé pour un premier trimestre en plus de 30 ans, en hausse par rapport aux 1 045 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 1 219 millions de dollars, comparativement à 1 068 millions de dollars pour la même période en 2021. Les variations du fonds de roulement de 695 millions de dollars comprennent 459 millions de dollars d’impôts sur le bénéfice à payer au premier trimestre de 2023.

  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 296 millions de dollars, une hausse comparativement aux 163 millions de dollars au premier trimestre de 2021.

  • La compagnie a distribué 634 millions de dollars aux actionnaires au premier trimestre de 2022, dont 449 millions de dollars découlant de l’achèvement anticipé, le 31 janvier 2022, du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie, ainsi que 185 millions de dollars en dividendes.

  • Annonce de l’intention de lancer une importante offre publique de rachat à des fins d’annulation d’un maximum de 2,5 milliard 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 380 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, contre 432 000 barils par jour à la même période en 2021. La production a été affectée par des froids extrêmes et un temps d’arrêt imprévu au site de Kearl.

  • La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 186 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 132 000 barils) contre 251 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 178 000 barils) au cours du premier trimestre de 2021. La production a été affectée par des froids extrêmes et un temps d’arrêt imprévu. La production cumulative mensuelle pour avril a augmenté depuis, pour atteindre environ 250 000 barils bruts par jour.

  • La production brute de bitume à Cold Lake s’est établie en moyenne à 140 000 barils par jour, un chiffre similaire à celui du premier trimestre de 2021, en raison de la vigueur soutenue du rendement d’exploitation et d’une atténuation efficace du recul de la production.

  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 77 000 barils par jour, contre 79 000 barils par jour au premier trimestre de 2021. Syncrude continue de tirer parti du pipeline d’interconnexion afin d’en dégager de la valeur, avec une production de bitume record au premier trimestre

  • Le processus de commercialisation annoncé antérieurement pour les participations de l’Impériale et d’ExxonMobil Canada dans XTO Energy Canada se poursuit, et l’évaluation des offres reçues est en cours. Une décision définitive quant à la vente des actifs n’a pas encore été prise et le cours normal des activités sera maintenu tout au long du processus de commercialisation et même s’il ne donne lieu à aucune vente;

  • Le débit moyen des raffineries était de 399 000 barils par jour, une hausse par rapport à 364 000 barils par jour au premier trimestre de 2021. L’utilisation des capacités de production a été de 93 %, une hausse comparativement à 85 % au premier trimestre de 2021, ce qui représente un troisième trimestre consécutif affichant une utilisation des capacités de production supérieure à 90 %. La hausse du débit et de l’utilisation est principalement attribuable à une demande accrue.

  • Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 447 000 barils par jour, une hausse par rapport à 414 000 barils par jour au premier trimestre de 2021. La hausse des ventes de produits pétroliers est attribuable principalement à une demande plus forte.

  • La construction du pipeline de produits de Sarnia a été achevée plus tôt que prévu, la mise en service et le démarrage ayant eu lieu en avril. Le pipeline assure un accès accru au marché à valeur élevée de Toronto et devrait réduire les coûts de transport annuels de 40 millions de dollars.

  • Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 56 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 67 millions de dollars au premier trimestre de 2021, alors que les marges diminuaient après avoir atteint des sommets inégalés.

  • Un élargissement du partenariat avec Loblaws dans le cadre du programme de fidélisation PC Optimum a été annoncé, afin d’offrir aux Canadiens la possibilité d’échanger leurs points PC Optimum à plus de 2 000 stations Esso partout au 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 début 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. Au premier trimestre 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.

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

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

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

1 173

392

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

1,75

0,53

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

2021

Prix

Volumes

Redevance

Autres

2022

79

1 150

(210)

(270)

33

782

Prix : Le 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 42,17 $ le baril, généralement en raison de l’augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont grimpé de 49,83 $ le baril, une hausse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La baisse des volumes est principalement attribuable aux froids extrêmes et à un temps d’arrêt imprévu à Kearl.

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

Prix indicatifs et prix de vente moyens

Premier trimestre

en dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

West Texas Intermediate (en dollars américains)

95,01

58,14

Western Canada Select (en dollars américains)

80,46

45,64

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains)

14,55

12,50

Bitume (le baril)

89,36

47,19

Pétrole brut synthétique (le baril)

117,24

67,41

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,79

0,79

Production

Premier trimestre

en milliers de barils par jour

2022

2021

Kearl (part de l’Impériale)

132

178

Cold Lake

140

140

Syncrude (part de l’Impériale) (a)

77

79

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

186

251

(a) Au premier trimestre de 2022, la production brute de Syncrude (part de l’Impériale) comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour (2021 – arrondi à 0 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 production à Kearl découle principalement des froids extrêmes et d’un temps d’arrêt imprévu.

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

2021

Marges

Autres

2022

292

70

27

389

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

Premier trimestre

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2022

2021

Débit des raffineries

399

364

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

93

85

Ventes de produits pétroliers

447

414

Le débit accru des raffineries au premier trimestre de 2022 reflète principalement une demande plus forte.

La hausse des ventes de produits pétroliers au premier trimestre de 2022 est principalement attribuable à une demande plus élevée.

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

2021

Marges

Autres

2022

67

(10)

(1)

56

Comptes non sectoriels et autres

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens

2022

2021

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

(54)

(46)

Situation de trésorerie et sources de financement

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens

2022

2021

Flux de trésorerie générés par :

Activités d’exploitation

1 914

1 045

Activités d’investissement

(279)

(147)

Activités de financement

(639)

(202)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

996

696

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

3 149

1 467

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 une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.

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

Premier trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

Dividendes versés

185

162

Dividende par action versé (en dollars)

0,27

0,22

Rachats d’actions (a)

449

-

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

8,9

-

(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.

La compagnie a achevé les rachats d’actions dans le cadre de son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités le 31 janvier 2022. La compagnie n’a pas effectué de rachats d’actions au premier trimestre de 2021.

Le 29 avril 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 2 500 000 000 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; le bon positionnement de la compagnie lui permettant de générer un important flux de trésorerie disponible en 2022; les réductions de coûts prévues en raison du pipeline de produits de Sarnia; la contribution soutenue de la compagnie au développement de solutions à plus faibles émissions afin d’atteindre ses objectifs de durabilité et de tirer parti de la collaboration et des activités de recherche et développement; l’objectif de réduction de 30 % de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre liées aux sables bitumineux d’ici 2030; l’objectif de carboneutralité de l’exploitation des sables bitumineux, d’ici 2050, de l’alliance Oil Sands Pathways to Net Zero; l’avancement des travaux au complexe de production de diesel renouvelable à Strathcona et l’incidence potentielle de ce projet; l’incidence de l’exploitation du pipeline d’interconnexion de Syncrude; le processus de commercialisation pour XTO Energy Canada, y compris l’évaluation des offres et le maintien du cours normal des activités tout au long de celui-ci; ainsi que l’élargissement du partenariat avec Loblaws dans le cadre du programme PC Optimum.

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, le remplacement par des solvants du processus à vapeur à forte intensité d’énergie à Cold Lake et la récupération de la chaleur du gaz combustible de la chaudière au site de Kearl, 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; la réception des approbations réglementaires; 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, 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; 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.

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

Trois mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

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

Total des produits et des autres revenus

12 686

6 998

Total des dépenses

11 152

6 486

Bénéfice (perte) avant impôts

1 534

512

Impôts sur le bénéfice

361

120

Bénéfice (perte) net

1 173

392

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

1,75

0,53

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

1,75

0,53

Autres données financières

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

16

2

Total de l’actif au 31 mars

43 810

39 007

Total du passif au 31 mars

5 171

5 144

Capitaux propres au 31 mars

22 276

21 736

Capital utilisé au 31 mars

27 471

26 906

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

Total

228

161

Par action ordinaire (en dollars)

0,34

0,22

Millions d’actions ordinaires en circulation

Au 31 mars

669,1

734,1

Moyenne – compte tenu d’une dilution

671,9

735,7

Annexe II

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

3 149

1 467

Activités d’exploitation

Bénéfice (perte) net

1 173

392

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

Dépréciation et épuisement

426

494

(Gain) perte à la vente d’actifs

(20)

(3)

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

(331)

60

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

695

(23)

Autres postes – montant net

(29)

125

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 914

1 045

Activités d’investissement

Ajouts aux immobilisations corporelles

(304)

(167)

Produits de la vente d’actifs

24

7

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

1

13

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

(279)

(147)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(639)

(202)

Annexe III

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

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

Secteur Amont

782

79

Secteur Aval

389

292

Produits chimiques

56

67

Comptes non sectoriels et autres

(54)

(46)

Bénéfice (perte) net

1 173

392

Produits et autres revenus

Secteur Amont

4 534

3 493

Secteur Aval

14 045

5 305

Produits chimiques

471

376

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(6 364)

(2 176)

Produits et autres revenus

12 686

6 998

Achats de pétrole brut et de produits

Secteur Amont

1 890

1 834

Secteur Aval

12 512

4 020

Produits chimiques

315

209

Éliminations

(6 367)

(2 176)

Achats de pétrole brut et de produits

8 350

3 887

Production et fabrication

Secteur Amont

1 249

1 109

Secteur Aval

356

326

Produits chimiques

54

50

Éliminations

-

-

Production et fabrication

1 659

1 485

Frais de vente et frais généraux

Secteur Amont

-

-

Secteur Aval

147

133

Produits chimiques

23

25

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

55

31

Frais de vente et frais généraux

225

189

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

Secteur Amont

222

85

Secteur Aval

68

68

Produits chimiques

1

2

Comptes non sectoriels et autres

5

8

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

296

163

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

2

2

Annexe IV

Données d’exploitation

Trois mois

2022

2021

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

(en milliers de barils par jour)

Kearl

132

178

Cold Lake

140

140

Syncrude (a)

77

79

Classique

11

11

Total de la production de pétrole brut

360

408

LGN mis en vente

2

2

Total de la production de pétrole brut et de LGN

362

410

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

110

131

Production brute d’équivalent pétrole (b)

380

432

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

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

Kearl

123

173

Cold Lake

107

112

Syncrude (a)

59

74

Classique

11

11

Total de la production de pétrole brut

300

370

LGN mis en vente

1

2

Total de la production de pétrole brut et de LGN

301

372

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

107

127

Production nette d’équivalent pétrole (b)

319

393

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

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

189

248

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

187

182

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

1

-

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

Bitume (le baril)

89,36

47,19

Pétrole brut synthétique (le baril)

117,24

67,41

Pétrole brut classique (le baril)

98,38

49,54

LGN (le baril)

59,27

31,16

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

5,08

3,24

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

399

364

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

93

85

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

Essence

209

198

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

173

153

Huiles lubrifiantes et autres produits

48

43

Mazout lourd

17

20

Ventes nettes de produits pétroliers

447

414

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

210

211

(a)

Au premier trimestre de 2022, la production brute et nette de Syncrude (part de l’Impériale) comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour (2021 – arrondi à 0 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.

(b)

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

(c)

Ventes de LGN arrondies à zéro en 2021.

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

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

Deuxième trimestre

366

0,50

Troisième trimestre

908

1,29

Quatrième trimestre

813

1,18

Exercice

2 479

3,48

2022

Premier trimestre

1 173

1,75

(a)

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

Annexe VI

Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières

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

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

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

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

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

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

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

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 914

1 045

Moins les variations du fonds de roulement

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

695

(23)

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

1 219

1 068

Flux de trésorerie disponible

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

Rapprochement du flux de trésorerie disponible

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

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

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 914

1 045

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

Ajouts aux immobilisations corporelles

(304)

(167)

Produits de la vente d’actifs

24

7

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

1

13

Flux de trésorerie disponible

1 635

898

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

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

Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Il n’y a eu aucun élément identifié aux premiers trimestres de 2022 et de 2021.

Coûts d’exploitation (coûts financiers)

Les coûts d’exploitation sont une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au total des charges, déduction faite des coûts de type hors trésorerie, y compris les postes Achats de pétrole brut et de produits, Taxes d’accise fédérales et frais de carburant, Dépréciation et épuisement, Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ et Financement. Les coûts d’exploitation comprennent ce qui 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. Le total des dépenses figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.

Rapprochement des coûts d’exploitation

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

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

Total des dépenses

11 152

6 486

Moins :

Achats de pétrole brut et de produits

8 350

3 887

Taxes d’accise fédérales et frais de carburant

479

404

Dépréciation et épuisement

426

494

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

4

11

Financement

7

14

Total des coûts d’exploitation

1 886

1 676

Composants des coûts d’exploitation

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

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

Production et fabrication

1 659

1 485

Frais de vente et frais généraux

225

189

Exploration

2

2

Coûts d’exploitation

1 886

1 676

Contributions des segments au total des coûts d’exploitation

Trois mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

Secteur Amont

1 251

1 111

Secteur Aval

503

459

Produits chimiques

77

75

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

55

31

Coûts d’exploitation

1 886

1 676

Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires)

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

Composants des coûts d’exploitation unitaires

Trois mois

2022

2021

en millions de dollars canadiens

Secteur Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Secteur Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Production et fabrication

1 249

521

322

348

1 109

455

260

333

Frais de vente et frais généraux

-

-

-

-

-

-

-

-

Exploration

2

-

-

-

2

-

-

-

Coûts d’exploitation

1 251

521

322

348

1 111

455

260

333

Production brute d’équivalent pétrole

380

132

140

77

432

178

140

79

(en milliers de barils par jour)

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

36,58

43,86

25,56

50,22

28,58

28,40

20,63

46,84

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

28,90

34,65

20,19

39,67

22,57

22,44

16,30

37,00

2022 0,79 dollar américain; 2021 0,79 dollar américain

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

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

Source: Imperial

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