Publicité
La bourse ferme dans 1 h 27 min
  • CAC 40

    7 915,30
    +103,21 (+1,32 %)
     
  • Euro Stoxx 50

    4 861,39
    +86,08 (+1,80 %)
     
  • Dow Jones

    38 952,44
    +340,20 (+0,88 %)
     
  • EUR/USD

    1,0812
    -0,0011 (-0,10 %)
     
  • Gold future

    2 034,00
    -0,30 (-0,01 %)
     
  • Bitcoin EUR

    47 550,04
    +486,88 (+1,03 %)
     
  • CMC Crypto 200

    885,54
    0,00 (0,00 %)
     
  • Pétrole WTI

    77,93
    +0,02 (+0,03 %)
     
  • DAX

    17 403,17
    +285,05 (+1,67 %)
     
  • FTSE 100

    7 684,85
    +22,34 (+0,29 %)
     
  • Nasdaq

    15 927,27
    +346,40 (+2,22 %)
     
  • S&P 500

    5 057,43
    +75,63 (+1,52 %)
     
  • Nikkei 225

    39 098,68
    +836,52 (+2,19 %)
     
  • HANG SENG

    16 742,95
    +239,85 (+1,45 %)
     
  • GBP/USD

    1,2621
    -0,0017 (-0,13 %)
     

L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le quatrième trimestre 2023

  • Bénéfice net trimestriel de 1 365 millions de dollars

  • Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 311 millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le fonds de roulement1 de 1 799 millions de dollars

  • Production du secteur Amont de 452 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, la plus élevée depuis plus de 30 ans après ajustement au titre de la cession de XTO Energy Canada.

  • Production trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée à Kearl, avec une production brute totale de 308 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 218 000 barils)

  • Mise en service de l’injection de vapeur du projet Grand Rapids à Cold Lake, premier déploiement dans l’industrie de la technologie de séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV) avec adjonction de solvant

  • Solides résultats opérationnels du secteur Aval, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 94 %, suivant la réalisation des plus importantes activités d’entretien planifiées dans l’histoire du site de Sarnia

  • Distribution de plus de 2,7 milliards de dollars aux actionnaires au quatrième trimestre, dont l’importante d’offre publique de rachat réalisée par la société

  • Dividende trimestriel en hausse de 20 pour cent, passant de 50 cents à 60 cents par action

  • Publication du Rapport annuel sur la durabilité de l’entreprise décrivant les domaines d’action prioritaires et les progrès de l’entreprise dans le domaine de la durabilité

 

CALGARY, Alberta, February 02, 2024--(BUSINESS WIRE)--L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

∆I

2023

2022

∆I

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

1 365

1 727

(362)

4 889

7 340

(2 451)

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

2,47

2,86

(0,39)

8,49

11,44

(2,95)

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

469

488

(19)

1 778

1 490

+288

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au quatrième trimestre de 1 365 millions de dollars et des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 311 millions de dollars, comparativement à un bénéfice net de 1 601 millions de dollars et à des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 2 359 millions de dollars au troisième trimestre de 2023. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 1 799 millions de dollars, comparativement à 1 946 millions de dollars au troisième trimestre. Les résultats au quatrième trimestre reflètent un solide rendement d’exploitation, qui a été plus que contrebalancé par le fléchissement des prix des matières premières. Le bénéfice net estimé pour l’exercice était de 4 889 millions de dollars, avec des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 3 734 millions de dollars. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 6 435 millions de dollars.

« Nos excellents résultats financiers de 2023 ont été étayés par un solide rendement d’exploitation dans toutes nos activités, illustré par une production record et des réductions substantielles des coûts unitaires à Kearl », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « Tout au long de l’année, nous avons également réalisé des progrès significatifs en matière d’investissements stratégiques qui contribueront à réduire les émissions et à créer de la valeur pour nos actionnaires, notamment l’agrandissement du projet Grand Rapids à Cold Lake et l’installation de diesel renouvelable dans notre raffinerie de Strathcona. »

_____________________________

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

La production du secteur Amont au quatrième trimestre s’est établie en moyenne à 452 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, la production trimestrielle la plus élevée depuis plus de 30 ans après ajustement au titre de de la cession de XTO Energy Canada, portant la production pour l’ensemble de l’année à 413 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 308 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 218 000 barils), soit la production trimestrielle la plus élevée de l’histoire de l’actif. Le site de Kearl a également enregistré la production annuelle la plus élevée de son histoire, soit 270 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 191 000 barils).

Dans les autres actifs du secteur Amont, la production trimestrielle brute à Cold Lake s’est établie en moyenne à 139 000 barils par jour, portant la production annuelle à 135 000 barils par jour. En décembre, la société a commencé l’injection de vapeur à la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, marquant ainsi le démarrage réussi de ce qui sera le tout premier projet de séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV) avec adjonction de solvant de l’industrie. Le projet devrait permettre de produire 15 000 barils bruts par jour à plein régime et de réduire l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de 40 % par rapport aux procédés à la vapeur existants. La phase initiale d’injection de vapeur devrait durer jusqu’à la fin du premier trimestre 2024, la production augmentant au cours des mois suivants. À Syncrude, la production trimestrielle a augmenté à 85 000 barils bruts par jour après l’achèvement des activités d’entretien planifiées au troisième trimestre de 2023, portant la production pour l’ensemble de l’année à 76 000 barils par jour.

Dans le secteur Aval, le débit trimestriel moyen des raffineries s’est établi en moyenne à 407 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 94 %, suivant la réalisation des plus importantes activités d’entretien planifiées dans l’histoire du site de Sarnia, qui ont été effectuées en octobre dans les limites du budget et en avance sur le calendrier. Le débit des raffineries pour l’ensemble de l’année s’est, lui aussi, élevé en moyenne à 407 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation des capacités de production de 94 pour cent, établissant plusieurs records de production annuels dans l’ensemble des raffineries de la société. Les ventes de produits pétroliers étaient en moyenne de 476 000 barils par jour, portant les ventes annuelles moyennes à 471 000 barils par jour. Les travaux sur le site de production de diesel renouvelable de Strathcona continuent de progresser, la construction des réservoirs en surface étant en voie d’achèvement. Le projet est toujours d’actualité et la production de diesel renouvelable devrait commencer en 2025.

Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué aux actionnaires 2 746 millions de dollars sous la forme de dividendes versés, de rachats d’actions accélérés dans le cadre de son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et de l’importante offre publique de rachat de 1,5 milliard de dollars exécutée par la société en décembre.

« Tout au long de l’année 2023, L’Impériale a distribué plus de 4,9 milliards de dollars aux actionnaires grâce à ses dividendes fiables et croissants, et à ses programmes de rachat d’actions à la pointe de l’industrie », a déclaré M. Corson. « Nous restons confiants dans la capacité de notre société à générer un solide flux de trésorerie disponible1 dans un large éventail de conditions commerciales et j’ai le plaisir d’annoncer une augmentation de 20 pour cent de notre dividende trimestriel. »

En novembre, L’Impériale a publié son rapport annuel sur la durabilité, qui met en évidence les progrès réalisés dans les domaines d’action prioritaires de la société touchant la durabilité, y compris l’objectif de zéro émission nette à l’échelle de la société annoncé précédemment grâce à une collaboration avec le gouvernement et d’autres partenaires de l’industrie. « L’Impériale s’est engagée à promouvoir l’innovation et les partenariats stratégiques pour aider à relever l’important défi que représente la fourniture d’énergie aux Canadiens de manière abordable, sûre et durable », a déclaré M. Corson.

_____________________________

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

Faits saillants du quatrième trimestre

  • Le bénéfice net s’est élevé à 1 365 millions de dollars, soit 2,47 dollars par action sur une base diluée, comparativement à 1 727 millions de dollars ou 2,86 dollars par action au quatrième trimestre de 2022, principalement attribuable à la baisse des prix des matières premières.

  • Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 1 311 millions de dollars, comparativement à 2 797 millions de dollars au quatrième trimestre de 2022. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 1 799 millions de dollars, comparativement à 2 452 millions de dollars pour la même période en 2022.

  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 469 millions de dollars, comparativement à 488 millions de dollars au quatrième trimestre de 2022.

  • La société a distribué 2 746 millions de dollars aux actionnaires au quatrième trimestre de 2023, dont 288 millions de dollars en dividendes payés et 958 millions de dollars en rachats de parts, dont 1,5 milliard de dollars provenant de l’importante d’offre publique de rachat réalisée par la société en décembre.

  • La production s’est établie en moyenne à 452 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, la production trimestrielle la plus élevée depuis plus de 30 ans après ajustement au titre de de la cession de XTO Energy Canada, en hausse par rapport aux 441 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour au cours de la même période en 2022.

  • La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 308 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 218 000 barils), soit la production trimestrielle la plus élevée de l’histoire de l’actif et en hausse par rapport à 284 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 201 000 barils) au quatrième trimestre de 2022. La hausse de la production est principalement attribuable à l’amélioration de la fiabilité, à l’augmentation de la capacité de l’usine et à la productivité accrue de l’équipement minier.

  • La production brute totale de bitume au site de Cold Lake s’est établie en moyenne à 139 000 barils par jour contre 141 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2022.

  • Lancement réussi de l’injection de vapeur au projet de Grand Rapids Phase 1 à Cold Lake (PGR1). La phase initiale d’injection de vapeur devrait durer jusqu’à la fin du premier trimestre 2024, la production augmentant au cours des mois suivants. Le PGR1 sera le premier projet de SGSIV dans l’industrie. Il devrait permettre de produire 15 000 barils bruts par jour à plein régime tout en réduisant l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de 40 % par rapport à la technologie existante de simulation cyclique par la vapeur d’eau.

  • La quote-part de la société dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 85 000 barils par jour, comparativement à 87 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2022.

  • Le débit moyen des raffineries a été de 407 000 barils par jour, comparativement à 433 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2022. L’utilisation de la capacité de raffinage était de 94 pour cent, comparativement à 101 pour cent au quatrième trimestre de 2022. Les résultats du quatrième trimestre 2023 reflètent l’incidence des activités d’entretien planifiées à Sarnia, les plus importantes dans l’histoire du site, qui ont été achevées en octobre dans les limites du budget et en avance sur le calendrier.

  • Les ventes de produits pétroliers étaient de 476 000 barils par jour, comparativement à 487 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2022.

  • Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 17 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 41 millions de dollars au quatrième trimestre de 2022. La baisse du bénéfice net est principalement attribuable à l’incidence des activités d’entretien planifiées.

  • Publication du rapport annuel sur la durabilité, qui décrit les progrès réalisés par l’entreprise dans les domaines d’action prioritaires touchant à la durabilité, et complète le rapport annuel Avancement de solutions climatiques publié au troisième trimestre 2023.

_____________________________

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

Contexte commercial récent

Les marchés de l’énergie ont commencé à se normaliser en 2023, après avoir culminé en 2022. Alors que la demande de liquides a atteint un niveau record en 2023, l’offre a continué de croître. Au cours du premier semestre de 2023, le prix du pétrole brut a baissé, sous l’effet de niveaux de stocks plus élevés. Au second semestre, les prix du pétrole brut ont augmenté sous l’effet de la forte demande, des niveaux de stocks serrés et des mesures prises par les producteurs de pétrole de l’OPEP+ pour limiter l’offre. En outre, le différentiel WTI/WCS canadien a commencé à faiblir au quatrième trimestre, mais est demeuré au même niveau qu’en 2022 sur une base annuelle. Tout au long de 2023, la forte demande d’essence et de distillat, conjuguée à la faiblesse des stocks, a maintenu des marges de raffinage élevées, mais inférieures au niveau de 2022 sur une base annuelle. Au quatrième trimestre, les marges de raffinage ont chuté en raison de l’augmentation des stocks et de la baisse de la demande saisonnière.

Résultats d’exploitation

Comparaison des quatrièmes trimestres de 2023 et 2022

 

Quatrième trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

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

1 365

1 727

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

2,47

2,86

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

2022

Prix

Volumes

Redevance

Autres

2023

531

30

50

20

139

770

Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 4,20 $ le baril. La hausse des prix obtenus pour le bitume était principalement due au resserrement du différentiel WTI/WCS, partiellement contrebalancée par la baisse des prix du marché. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont diminué de 9,85 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La hausse des volumes est principalement attribuable à l’amélioration de la fiabilité, à l’augmentation de la capacité de l’usine et à la productivité de l’équipement minier au site de Kearl.

Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles d’environ 160 millions de dollars, attribuables essentiellement à la baisse des prix de l’énergie.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

 

Quatrième trimestre

En dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

78,54

82,58

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

56,80

57,00

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

21,74

25,58

Bitume (le baril)

64,05

59,85

Pétrole brut synthétique (le baril)

105,37

115,22

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,73

0,74

Production

 

Quatrième trimestre

en milliers de barils par jour

2023

2022

Kearl (part de l’Impériale)

218

201

Cold Lake

139

141

Syncrude (a)

85

87

 

 

 

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

308

284

(a) Au quatrième trimestre de 2023, la production brute de Syncrude comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 2 milliers de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion.

La hausse de la production au site de Kearl est principalement attribuable à l’augmentation de la capacité de l’usine et de la productivité de l’équipement minier.

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

2022

Marges

Autres

2023

1 188

(540)

(53)

595

Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des conditions du marché.

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

 

Quatrième trimestre

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2023

2022

Débit des raffineries

407

433

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

94

101

Ventes de produits pétroliers

476

487

La diminution du débit des raffineries au quatrième trimestre de 2023 reflète l’impact des activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Sarnia.

La baisse des ventes de produits pétroliers au quatrième trimestre de 2023 est principalement attribuable à la diminution du volume des ventes en gros.

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

2022

Marges

Autres

2023

41

(10)

(14)

17

Comptes non sectoriels et autres

 

Quatrième trimestre

en millions de dollars canadiens

2023

2022

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

(17)

(33)

Situation de trésorerie et sources de financement

 

Quatrième trimestre

en millions de dollars canadiens

2023

2022

Flux de trésorerie liés aux :

 

 

Activités d’exploitation

1 311

2 797

Activités d’investissement

(411)

(473)

Activités de financement

(2 752)

(2 151)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

(1 852)

173

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

864

3 749

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement les effets défavorables du fonds de roulement et la baisse des marges du secteur Aval.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement la hausse du produit de la vente d’actifs.

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

 

Quatrième trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

Dividendes versés

288

211

Dividende par action versé (en dollars)

0,50

0,34

Rachats d’actions (a)

2 458

1 934

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

30,8

27,3

(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. Des offres publiques de rachat importantes ont été lancées et ont été en vigueur du 4 novembre au 9 décembre 2022 et du 3 novembre au 8 décembre 2023. Cela comprend le rachat d’actions à Exxon Mobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et par dépôt proportionnel dans le cadre de l’importante offre publique de rachat de la compagnie.

La compagnie a terminé son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités le 19 octobre 2023.

Le 3 novembre 2023, la compagnie a lancé une importante offre publique de rachat dans le cadre de laquelle elle a offert de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 1,5 milliards de dollars de ses actions ordinaires par adjudication à la hollandaise modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre publique de rachat est venue à échéance, le 13 décembre 2023, la compagnie a souscrit et acheté 19 108 280 actions ordinaires à un prix de 78,50 $ par action, ce qui représente un achat global de 1,5 milliard de dollars et 3,4 % des actions émises et en circulation de l’Impériale à la clôture des activités le 30 octobre 2023. Cela comprend les 13 299 349 actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir son pourcentage de participation à environ 69,6 %.

Comparaison entre les exercices 2023 et 2022

 

Douze mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

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

4 889

7 340

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

8,49

11,44

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1

4 889

7 132

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

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

2022

Prix

Volumes

Redevance

Éléments Identifiés¹

Autres

2023

3 645

(2 340)

(70)

690

(208)

795

2 512

Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est principalement due à la baisse des prix du marché. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 17,25 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont chuté de 19,89 $ le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La baisse des volumes est principalement attribuable au calendrier du cycle de vapeur à Cold Lake et à l’absence de production de XTO Energy Canada, partiellement compensée par l’amélioration de la fiabilité, de la capacité de l’usine et de la productivité de l’équipement minier au site de Kearl.

Redevances : La baisse des redevances était principalement attribuable au fléchissement des prix des matières premières.

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

Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 380 millions de dollars et des frais d’exploitation plus faibles d’environ 380 millions de dollars, attribuables essentiellement à la baisse des prix de l’énergie.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

 

Douze mois

En dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

77,60

94,36

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

58,97

76,28

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

18,63

18,08

Bitume (le baril)

67,42

84,67

Pétrole brut synthétique (le baril)

105,57

125,46

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,74

0,77

_____________________________

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

Production

 

Douze mois

en milliers de barils par jour

2023

2022

Kearl (part de l’Impériale)

191

172

Cold Lake

135

144

Syncrude (a)

76

77

 

 

 

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

270

242

(a) En 2023, la production brute de Syncrude comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 3 milliers de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.

La hausse de la production au site de Kearl est principalement attribuable à l’augmentation de la capacité de l’usine et de la productivité de l’équipement minier.

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

2022

Marges

Autres

2023

3 622

(1 300)

(21)

2 301

Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des conditions du marché.

Autres : Effets plus élevés des activités d’entretien d’environ 340 millions de dollars, associés aux activités d’entretien planifiées aux raffineries de Strathcona et Sarnia, lesquels ont été partiellement compensés par des effets de change favorables d’environ 210 millions de dollars, des volumes accrus d’environ 50 millions de dollars, et des frais d’exploitation plus faibles d’environ 50 millions de dollars, attribuables essentiellement à la baisse des prix de l’énergie.

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

 

Douze mois

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2023

2022

Débit des raffineries

407

418

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

94

98

Ventes de produits pétroliers

471

475

La baisse du débit des raffineries en 2023 reflète l’impact des activités d’entretien planifiées aux raffineries de Strathcona et Sarnia.

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

2022

Marges

Autres

2023

204

(30)

(10)

164

Comptes non sectoriels et autres

 

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

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

(88)

(131)

Situation de trésorerie et sources de financement

 

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

Flux de trésorerie liés aux :

 

 

Activités d’exploitation

3 734

10 482

Activités d’investissement

(1 694)

(618)

Activités de financement

(4 925)

(8 268)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

(2 885)

1 596

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement les effets défavorables du fonds de roulement, y compris une charge d’impôt « de rattrapage » de 2,1 milliards de dollars ainsi que la baisse des prix obtenus dans le secteur Amont et les marges du secteur Aval.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement l’absence de produit de la vente des intérêts dans XTO Energy Canada et la hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.

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

 

Douze mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

Dividendes versés

1 103

851

Dividende par action versé (en dollars)

1,88

1,29

Rachats d’actions (a)

3 800

6 395

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

48,3

93,9

(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. Des offres publiques de rachat importantes ont été lancées et ont été en vigueur du 6 mai au 10 juin 2022, du 4 novembre au 9 décembre 2022 et du 3 novembre au 8 décembre 2023. Cela comprend le rachat d’actions à Exxon Mobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et par dépôt proportionnel dans le cadre de l’importante offre publique de rachat de la compagnie.

Le 27 juin 2023, la société a annoncé qu’elle avait reçu l’approbation finale de la Bourse de Toronto pour une nouvelle offre publique de rachat dans le cours normal des activités et qu’elle poursuivra son programme d’achat d’actions existant. Le programme a permis à la société d’acheter jusqu’à un maximum de 29 207 635 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin 2023 au 28 juin 2024. Le programme a pris fin le 19 octobre 2023, la société ayant acheté le nombre maximum d’actions autorisé dans le cadre du programme.

Le 3 novembre 2023, la compagnie a lancé une importante offre publique de rachat dans le cadre de laquelle elle a offert de racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 1,5 milliards de dollars de ses actions ordinaires par adjudication à la hollandaise modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre publique de rachat est venue à échéance, le 13 décembre 2023, la compagnie a souscrit et acheté 19 108 280 actions ordinaires à un prix de 78,50 $ par action, ce qui représente un achat global de 1,5 milliard de dollars et 3,4 % des actions émises et en circulation de l’Impériale à la clôture des activités le 30 octobre 2023. Cela comprend les 13 299 349 actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir son pourcentage de participation à environ 69,6 %.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les plans futurs de réduction des émissions en vue d’atteindre la carboneutralité dépendent de facteurs liés au marché futur tels que les progrès technologiques et l’appui en matière de politiques, et représentent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport comprennent notamment les conséquences et le calendrier de la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, y compris la production prévue et les réductions de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre, ainsi que le calendrier de l’injection de vapeur et de l’augmentation de la production pour ce projet; le projet de diesel renouvelable Strathcona de l’entreprise, y compris le calendrier, la production prévue et la réduction des émissions de gaz à effet de serre; d’autres références aux investissements stratégiques de la société contribuant à réduire les émissions et à créer de la valeur pour les actionnaires; des références à la promotion de l’innovation et des partenariats stratégiques pour aider à fournir de l’énergie d’une manière abordable, sûre et durable; et la capacité de la société à générer des flux de trésorerie disponibles1.

Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses émises au moment de la déclaration. 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 société à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs, y compris le projet de Grand Rapids Phase 1 à Cold Lake et le complexe de production de diesel renouvelable de Strathcona; en ce qui concerne les rendements pour les actionnaires et la génération de flux de trésorerie disponible, les hypothèses comme les prévisions de flux de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital; l’adoption de nouvelles installations ou technologies relatives à la réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre, y compris notamment, mais sans s’y limiter, le diesel renouvelable de Strathcona, le captage et le stockage du carbone notamment en lien avec l’hydrogène requis pour le projet de diesel renouvelable, et tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces projets; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût des charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales et la fourniture de diesel renouvelable à la Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les carburants à faibles émissions de carbone; le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à faibles émissions de carbone; l’appui des responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone; la réception des approbations réglementaires en temps voulu; le rendement des tiers fournisseurs de services; le taux d’utilisation de la capacité de raffinage; les lois applicables et les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement aux changements climatiques, aux réductions des émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faibles émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression inflationniste en cours; les dépenses en capital et liées à l’environnement; ainsi que les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.

Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement et les prix et la survenance de guerres; la disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour les nouvelles technologies qui aideront la société à atteindre ses objectifs de réduction des émissions; 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, le retard ou l’incertitude quant au soutien par les gouvernements et les responsables des politiques pour l’adoption de nouvelles technologies de réduction des émissions; 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, les émissions de gaz à effet de serre et les carburants à faibles émissions de carbone; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; l’efficacité de la gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre; les 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 Société Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K et des rapports provisoires ultérieurs.

Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et gazières et 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 des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.

Les énoncés prospectifs et autres déclarations concernant les initiatives et les aspirations environnementales, sociales et en matière de durabilité de L’Impériale ne sont pas une indication que ces énoncés sont forcément importants pour les investisseurs ou qu’ils doivent être communiqués dans les documents de la compagnie déposés auprès des autorités de réglementation. De plus, les énoncés environnementaux, sociaux et en matière de durabilité historiques, actuels et prospectifs peuvent être basés sur des normes de mesure des progrès qui sont encore en voie de développement, sur des contrôles et des processus internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui pourraient changer dans l’avenir, y compris l’élaboration d’un nouveau règlement. Les projets ou débouchés individuels peuvent progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment la disponibilité d’une politique de soutien, la technologie permettant une réduction rentable, le processus de planification de la compagnie et l’alignement avec nos partenaires et autres parties prenantes.

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

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

______________________________

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

 

 

Annexe I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2023

2022

2023

2022

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

Total des produits et des autres revenus

13 109

14 453

50 969

59 670

Total des dépenses

11 369

12 174

44 600

50 186

Bénéfice (perte) avant impôts

1 740

2 279

6 369

9 484

Impôts sur le bénéfice

375

552

1 480

2 144

Bénéfice (perte) net

1 365

1 727

4 889

7 340

 

 

 

 

 

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

2,47

2,87

8,51

11,47

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

2,47

2,86

8,49

11,44

 

 

 

 

 

Autres données financières

 

 

 

 

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

47

63

241

 

 

 

 

 

Total de l’actif au 31 décembre

 

 

41 199

43 524

 

 

 

 

 

Total de la dette au 31 décembre

 

 

4 132

4 155

 

 

 

 

 

Capitaux propres au 31 décembre

 

 

22 222

22 413

 

 

 

 

 

Capital utilisé au 31 décembre

 

 

26 375

26 593

 

 

 

 

 

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

 

 

 

 

Total

278

266

1 115

932

Par action ordinaire (en dollars)

0,50

0,44

1,94

1,46

 

 

 

 

 

Millions d’actions ordinaires en circulation

 

 

 

 

Au 31 décembre

 

 

535,8

584,2

Moyenne – compte tenu d’une dilution

553,7

603,0

575,9

641,5

 

 

 

 

 

 

Annexe II

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

 

 

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

864

3 749

864

3 749

 

 

 

 

 

Activités d’exploitation

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net

1 365

1 727

4 889

7 340

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

 

 

 

 

Dépréciation et épuisement

489

465

1 907

1 897

(Gain) perte à la vente d’actifs

(54)

(3)

(73)

(158)

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

154

281

(85)

(77)

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

(488)

345

(2 701)

1 485

Autres postes – montant net

(155)

(18)

(203)

(5)

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 311

2 797

3 734

10 482

 

 

 

 

 

Activités d’investissement

 

 

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(470)

(492)

(1 785)

(1 526)

Produits de la vente d’actifs

57

18

86

904

Placements supplémentaires

(6)

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

2

1

5

10

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

(411)

(473)

(1 694)

(618)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(2 752)

(2 151)

(4 925)

(8 268)

 

Annexe III

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

Secteur Amont

770

531

2 512

3 645

Secteur Aval

595

1 188

2 301

3 622

Produits chimiques

17

41

164

204

Comptes non sectoriels et autres

(17)

(33)

(88)

(131)

Bénéfice (perte) net

1 365

1 727

4 889

7 340

 

 

 

 

 

Produits et autres revenus

 

 

 

 

Secteur Amont

4 415

4 332

16 512

19 764

Secteur Aval

14 529

15 919

55 858

64 985

Produits chimiques

329

422

1 581

1 976

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(6 164)

(6 220)

(22 982)

(27 055)

Produits et autres revenus

13 109

14 453

50 969

59 670

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

 

 

 

 

Secteur Amont

1 809

1 787

6 636

7 971

Secteur Aval

12 496

13 110

47 886

55 569

Produits chimiques

206

260

997

1 330

Éliminations

(6 194)

(6 264)

(23 120)

(27 128)

Achats de pétrole brut et de produits

8 317

8 893

32 399

37 742

 

 

 

 

 

Production et fabrication

 

 

 

 

Secteur Amont

1 187

1 438

4 917

5 491

Secteur Aval

411

447

1 702

1 640

Produits chimiques

74

80

260

273

Éliminations

Production et fabrication

1 672

1 965

6 879

7 404

 

 

 

 

 

Frais de vente et frais généraux

 

 

 

 

Secteur Amont

Secteur Aval

199

179

693

653

Produits chimiques

20

23

89

85

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

9

55

75

144

Frais de vente et frais généraux

228

257

857

882

 

 

 

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

 

 

 

 

Secteur Amont

240

364

1 108

1 128

Secteur Aval

143

94

472

295

Produits chimiques

12

5

23

10

Comptes non sectoriels et autres

74

25

175

57

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

469

488

1 778

1 490

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

2

1

5

5

 

Annexe IV

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Données d’exploitation

Quatrième trimestre

Douze mois

 

2023

2022

2023

2022

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

Kearl

218

201

191

172

Cold Lake

139

141

135

144

Syncrude (a)

85

87

76

77

Classique

5

6

5

8

Total de la production de pétrole brut

447

435

407

401

LGN mis en vente

1

Total de la production de pétrole brut et de LGN

447

435

407

402

 

 

 

 

 

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

30

37

33

85

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole (b)

452

441

413

416

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

Kearl

198

184

177

157

Cold Lake

107

105

106

106

Syncrude (a)

80

77

67

63

Classique

5

6

5

8

Total de la production de pétrole brut

390

372

355

334

LGN mis en vente

1

Total de la production de pétrole brut et de LGN

390

372

355

335

 

 

 

 

 

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

29

37

32

83

 

 

 

 

 

Production nette d’équivalent pétrole (b)

395

378

360

349

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

302

277

263

236

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

186

186

179

188

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)

1

 

 

 

 

 

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

 

 

 

 

Bitume (le baril)

64,05

59,85

67,42

84,67

Pétrole brut synthétique (le baril)

105,37

115,22

105,57

125,46

Pétrole brut classique (le baril)

33,81

67,91

59,30

97,45

LGN (le baril)

64,92

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

2,30

5,54

2,58

5,69

 

 

 

 

 

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

407

433

407

418

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

94

101

94

98

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

Essence

229

242

228

229

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

175

180

176

176

Huiles lubrifiantes et autres produits

43

41

43

47

Mazout lourd

29

24

24

23

Ventes nettes de produits pétroliers

476

487

471

475

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

170

193

820

842

(a) La production brute et nette de Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.

Production brute de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)

1

2

1

3

Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)

1

2

1

3

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

 

Annexe V

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (a)

 

en millions de dollars canadiens

dollars canadiens

 

 

 

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

Deuxième trimestre

2 409

3,63

Troisième trimestre

2 031

3,24

Quatrième trimestre

1 727

2,86

Exercice

7 340

11,44

 

 

 

2023

 

 

Premier trimestre

1 248

2,13

Deuxième trimestre

675

1,15

Troisième trimestre

1 601

2,76

Quatrième trimestre

1 365

2,47

Exercice

4 889

8,49

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

Annexe VI

Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières

Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.

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

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

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

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

 

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

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

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 311

2 797

3 734

10 482

 

 

 

 

 

Moins les variations du fonds de roulement

 

 

 

 

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

(488)

345

(2 701)

1 485

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

1 799

2 452

6 435

8 997

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

 

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

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

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 311

2 797

3 734

10 482

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

 

 

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(470)

(492)

(1 785)

(1 526)

Produits de la vente d’actifs

57

18

86

904

Placements supplémentaires

(6)

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

2

1

5

10

Flux de trésorerie disponible

900

2 324

2 040

9 864

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

 

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

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

 

 

 

 

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

1 365

1 727

4 889

7 340

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

Gain/(perte) sur la vente d’actifs

208

Sous-total des éléments identifiés

208

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

1 365

1 727

4 889

7 132

Charges d’exploitation décaissées (charges décaissées)

Les charges d’exploitation décaissées sont une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au total des dépenses, déduction faite des achats de pétrole brut et de produits, des taxes d’accise fédérales et des frais de carburant, du financement, et des coûts de type hors trésorerie dont la dépréciation et l’épuisement, ainsi que la retraite non liée aux services et les avantages postérieurs au départ à la retraite. Les composants des charges d’exploitation décaissées comprennent ce qui suit : « Production et fabrication », « Frais de vente et frais généraux », et « Exploration », dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés à l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des charges d’exploitation décaissées et ne représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Le « Total des dépenses » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.

Rapprochement des charges d’exploitation décaissées

 

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

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

 

 

 

 

Total des dépenses

11 369

12 174

44 600

50 186

Moins :

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

8 317

8 893

32 399

37 742

Taxes d’accise fédérales et frais de carburant

621

563

2 402

2 179

Dépréciation et épuisement

489

465

1 907

1 897

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

22

4

82

17

Financement

18

26

69

60

Charges d’exploitation décaissées

1 902

2 223

7 741

8 291

Composants des charges d’exploitation décaissées

 

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

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

 

 

 

 

Production et fabrication

1 672

1 965

6 879

7 404

Frais de vente et frais généraux

228

257

857

882

Exploration

2

1

5

5

Charges d’exploitation décaissées

1 902

2 223

7 741

8 291

Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées

 

Quatrième trimestre

Douze mois

en millions de dollars canadiens

2023

2022

2023

2022

Secteur Amont

1 189

1 439

4 922

5 496

Secteur Aval

610

626

2 395

2 293

Produits chimiques

94

103

349

358

Éliminations/Comptes non sectoriels

9

55

75

144

Charges d’exploitation décaissées

1 902

2 223

7 741

8 291

Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires)

Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculés en divisant les charges d’exploitation décaissées 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 charges d’exploitation décaissées, 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 charges d’exploitation décaissées 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 charges d’exploitation décaissées unitaires

 

Quatrième trimestre

 

2023

2022

en millions de dollars canadiens

Secteur Amont
(a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

Secteur Amont
(a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

Production et fabrication

1 187

493

276

377

1 438

673

327

393

Frais de vente et frais généraux

Exploration

2

1

Charges d’exploitation décaissées

1 189

493

276

377

1 439

673

327

393

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole

452

218

139

85

441

201

141

87

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

28,59

24,58

21,58

48,21

35,47

36,39

25,21

49,10

USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre

20,87

17,94

15,75

35,19

26,25

26,93

18,66

36,33

2023 0,73 dollar américain; 2022 0,74 dollar américain

Douze mois

 

2023

2022

en millions de dollars canadiens

Secteur Amont
(a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

Secteur Amont
(a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

Production et fabrication

4 917

2 097

1 144

1 533

5 491

2 353

1 344

1 563

Frais de vente et frais généraux

Exploration

5

5

Charges d’exploitation décaissées

4 922

2 097

1 144

1 533

5 496

2 353

1 344

1 563

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d’équivalent pétrole

413

191

135

76

416

172

144

77

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

32,65

30,08

23,22

55,26

36,20

37,48

25,57

55,61

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

24,16

22,26

17,18

40,89

27,87

28,86

19,69

42,82

2023 0,74 dollar américain; 2022 0,77 dollar américain

(a) Le secteur Amont comprend la part de L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et 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

Consultez la version source sur businesswire.com : https://www.businesswire.com/news/home/20240202070894/fr/

Contacts

Investor Relations
(587) 962-4401

Media Relations
(587) 476-7010