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L’Impériale communique ses résultats financiers et d’exploitation du troisième trimestre 2021

·47 min de lecture

CALGARY, Alberta, October 29, 2021--(BUSINESS WIRE)--Imperial Oil Limited (TSE: IMO, NYSE American: IMO):

  • Bénéfice net au troisième trimestre de 908 millions de dollars

  • Solide rendement intégré et prix élevés des matières premières générant un flux de trésorerie lié aux activités d’exploitation de 1 947 millions de dollars et des flux de trésorerie disponibles1 de 1 688 millions de dollars

  • Production au troisième trimestre la plus élevée en plus de 30 ans grâce à une forte production continue à Kearl

  • Taux d’utilisation de la capacité du secteur Aval de 94 % pour le trimestre, le plus élevé depuis le quatrième trimestre de 2018

  • Annonce des plans de construction d’un complexe de production de diesel renouvelable de classe mondiale à la raffinerie de Strathcona

  • Bénéfice net trimestriel et en cumul annuel le plus élevé pour le secteur Produits chimiques en plus de 30 ans

  • Versement, au cours du trimestre, de plus de 500 millions de dollars aux actionnaires en dividendes et par le rachat d’actions, soit plus de 2 milliards de dollars en cumul annuel

  • Déclaration au quatrième trimestre d’un dividende de 0,27 dollar par action

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2021

2020

2021

2020

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

908

3

+905

1 666

(711)

+2 377

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

1,29

-

+1,29

2,31

(0,97)

+3,28

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

277

141

+136

699

679

+20

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé de 908 millions de dollars au troisième trimestre et un flux de trésorerie des activités d’exploitation de 1 947 millions de dollars, une augmentation par rapport au bénéfice net de 366 millions de dollars et à un flux de trésorerie des activités d’exploitation de 852 millions de dollars au deuxième trimestre de 2021. Les résultats du troisième trimestre reflètent la hausse de la production et du débit, l’absence d’importantes activités d’entretien et la vigueur soutenue des prix des matières premières.

« L’excellent rendement d’exploitation de l’Impériale a permis à la compagnie de tirer une valeur considérable des prix actuels des matières premières », déclare Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « Grâce à notre rigueur en matière de gestion des coûts et de dépenses en immobilisations, l’Impériale a généré un solide flux de trésorerie1 de 1 688 millions de dollars au cours du trimestre. »

La production du secteur Amont pour le troisième trimestre s’est élevée en moyenne à 435 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, la meilleure production pour un troisième trimestre en plus de 30 ans. La production brute trimestrielle totale de Kearl a été en moyenne de 274 000 barils par jour, grâce à l’élimination des activités d’entretien au troisième trimestre, ce qui représente la deuxième production trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée. À Cold Lake, la production brute trimestrielle a été en moyenne de 135 000 barils par jour, reflétant la vigueur continue de la production, un résultat partiellement annulé par des activités d’entretien planifiées.

Après la réalisation réussie des activités d’entretien planifiées à Strathcona au cours du deuxième trimestre de 2021, le débit global de la raffinerie au cours du troisième trimestre a augmenté à 404 000 barils par jour en moyenne, avec un taux d’utilisation de la capacité trimestriel grimpant à 94 %. Il s’agit de la meilleure utilisation trimestrielle depuis le quatrième trimestre de 2018. De plus, la demande de produits pétroliers a continué de se rétablir au troisième trimestre, les ventes atteignant en moyenne 485 000 barils par jour.

En août, l’Impériale a annoncé qu’elle prévoyait construire un complexe de production de diesel renouvelable de classe mondiale à la raffinerie de Strathcona en utilisant de l’hydrogène bleu, le but étant d’aider le Canada à respecter ses normes en matière de carburants à faible teneur en carbone. « Le projet de production de diesel renouvelable à Strathcona démontre non seulement l’engagement et le soutien de l’Impériale à l’égard de la transition du Canada vers des carburants à plus faibles émissions et de son objectif d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050, explique Brad Corson, mais il devrait également générer une importante valeur pour notre compagnie et ses actionnaires. »

Le bénéfice net du secteur Produits chimiques au troisième trimestre est de 121 millions de dollars, soit le bénéfice net trimestriel le plus élevé en plus de 30 ans. Le bénéfice net du secteur Produits chimiques des neuf premiers mois de 2021 est de 297 millions de dollars, soit au-delà du record précédent établi en 2018. Les résultats du secteur Produits chimiques sont principalement attribuables à la vigueur soutenue des marges sur les ventes de polyéthylène et à un excellent rendement d’exploitation.

Au cours du trimestre, l’Impériale a versé 508 millions de dollars à ses actionnaires en dividendes et par le rachat d’actions, produisant des rendements pour les actionnaires dépassant maintenant 2 milliards de dollars en cumul annuel. La compagnie a également déclaré un dividende de 0,27 dollar par action pour le quatrième trimestre. « Les mesures que la compagnie a prises pour augmenter la production, réduire sa structure de coûts et faire progresser les initiatives de durabilité continuent d’assurer à l’Impériale une position stratégique qui lui permet de profiter de la situation du marché et de créer une valeur à long terme pour ses actionnaires », observe Brad Corson.

Faits saillants du troisième trimestre

  • Le bénéfice net s’est élevé à 908 millions de dollars, soit 1,29 dollar par action sur une base diluée, une haussecomparativement à 3 millions de dollars ou 0 dollar par action au troisième trimestre de 2020.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 947 millions de dollars, une hausse par rapport aux 875 millions de dollars pour la même période en 2020. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation, hors le fonds de roulement¹, se sont élevés à 1 504 millions de dollars, une hausse comparativement aux 533 millions de dollars pour la même période en 2020.

  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 277 millions de dollars, une hausse comparativement aux 141 millions de dollars au troisième trimestre de 2020. Pour l’ensemble de 2021, l’on prévoit maintenant que les dépenses en immobilisations et frais d’exploration atteignent environ 1,1 milliard de dollars, une baisse comparativement au chiffre antérieur de 1,2 milliard de dollars.

  • La société a distribué 508 millions de dollars aux actionnaires au troisième trimestre de 2021, dont 313 millions de dollars en rachats d’actions et 195 millions de dollars en dividendes.

  • La production brute s’est élevée en moyenne à 435 000 barils d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 365 000 barils par jour pour la période correspondante de 2020. L’augmentation de la production a été alimentée par l’excellent rendement d’exploitation et l’absence d’activités d’entretien planifiées comparativement au troisième trimestre de 2020. La production trimestrielle est la plus élevée au troisième trimestre en plus de 30 ans.

  • La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie à 274 000 barils en moyenne par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 194 000 barils), une hausse comparativement aux 189 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 134 000 barils) au troisième trimestre de 2020, et représente la deuxième production trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée. Cette production accrue est principalement attribuable à l’absence de la panne d’un pipeline tiers et des répercussions associées aux activités d’entretien planifiées de l’année précédente. Comme prévu, les intervalles entre les activités d’entretien à Kearl ont été prolongés et l’entretien éliminé au cours du troisième trimestre.

  • La production brute de bitume au site de Cold Lake s’est établie à 135 000 barils par jour, une hausse comparativement aux 131 000 barils par jour au cours du troisième trimestre de 2020. La hausse de la production s’explique principalement par l’optimisation continue de la production et l’amélioration de la fiabilité, deux facteurs partiellement annulés par des activités d’entretien planifiées.

  • La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 78 000 barils par jour, une hausse par rapport aux 67 000 barils par jour au troisième trimestre de 2020. L’augmentation de la production a été principalement alimentée par l’absence des activités d’entretien planifiées au troisième trimestre de 2020.

  • L’exploitation de Syncrude Canada a été transférée avec succès à Suncor. La transition étant achevée, il est prévu d’en tirer des synergies supplémentaires, une rentabilité maximale ainsi qu’une plus grande fiabilité.

  • Le débit moyen des raffineries a été de 404 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 341 000 barils par jour du troisième trimestre de 2020. Le taux d’utilisation de la capacité a atteint 94 %, une hausse comparativement à 81 % au troisième trimestre de 2020, ce qui représente la plus forte utilisation trimestrielle depuis le quatrième trimestre de 2018. La hausse du débit est attribuable à une demande accrue.

  • Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 485 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 449 000 barils par jour du troisième trimestre de 2020. La hausse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à une demande plus forte.

  • Annonce des plans de construction d’un complexe de production de diesel renouvelable de classe mondiale à la raffinerie de Strathcona. Ce complexe devrait produire plus d’un milliard de litres par an de diesel renouvelable à partir de charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales. Le projet devrait permettre de réduire les émissions de gaz à effet de serre d’environ 3 millions de tonnes par an comparativement aux carburants conventionnels. La décision finale d’investissement s’appuiera sur plusieurs facteurs.

  • Le bénéfice net du secteur Produits chimiques est de 121 millions de dollars pour ce trimestre, soit le bénéfice net trimestriel le plus élevé en plus de 30 ans, en hausse comparativement aux 27 millions de dollars du troisième trimestre de 2020. Le bénéfice net du secteur Produits chimiques des neuf premiers mois de 2021 est de 297 millions de dollars, soit au-delà du record précédent établi en 2018. L’amélioration des résultats découle de la vigueur soutenue des marges sur les ventes de polyéthylène et d’un excellent rendement d’exploitation.

Résultats d’exploitation

Au début de l’année 2020, deux effets perturbateurs importants se sont fait ressentir sur l’équilibre entre l’offre et la demande de pétrole et de produits pétrochimiques. En ce qui concerne la demande, la pandémie de COVID-19 s’est rapidement propagée dans la plupart des régions du monde, ce qui a fortement ralenti les activités commerciales et de consommation, et a considérablement réduit la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers. Cette baisse de la demande a coïncidé avec l’annonce d’une hausse de la production dans certains des principaux pays producteurs de pétrole, ce qui a fait augmenter le niveau des stocks et chuter les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers.

En 2021, la demande de produits pétroliers et pétrochimiques a continué de se rétablir, chaque résultat financier trimestriel consécutif de la compagnie bénéficiant de meilleurs prix comparativement au trimestre précédent. La compagnie continue de surveiller de près l’industrie et les conditions économiques mondiales, y compris la reprise après la pandémie de COVID-19.

Au-delà de la volatilité caractéristique de la conjoncture, le processus de planification annuelle de la compagnie permet de réaffirmer les principes fondamentaux de l’offre et de la demande à la base de nos activités. Sont pris en compte des risques variés et d’autres facteurs qui pourraient influencer les tendances futures en matière d’offre et de demande énergétiques, y compris les progrès sur le plan technologique, l’évolution de la réglementation et des politiques gouvernementales, les changements climatiques, les restrictions concernant les gaz à effet de serre et divers autres facteurs économiques. La compagnie estime que les risques liés aux changements climatiques sont un enjeu mondial qui exige une collaboration entre les gouvernements, les entreprises privées, les consommateurs et d’autres intervenants afin de créer des solutions concrètes. De telles solutions devraient répondre à la demande croissante dans le monde de sources d’énergie fiables et abordables tout en créant des occasions de transition vers un avenir plus sobre en carbone. La variété des voies de transition potentielles de la société vers un tel avenir, lesquelles sont influencées par les hypothèses concernant la croissance économique, la technologie et les politiques gouvernementales, signale une grande incertitude quant aux types d’énergies qui seront en demande et aux niveaux de cette demande.

Le conseil d’administration évalue le risque lié aux changements climatiques dans le contexte du risque d’entreprise global, lequel couvre d’autres risques opérationnels, stratégiques et financiers. La compagnie tient compte des interactions entre ces facteurs en appliquant une stratégie qui est résiliente face aux nombreuses voies potentielles de transition énergétique de la société et qui continue d’accroître la valeur pour les actionnaires. Dans le cadre de son processus annuel de planification des affaires, la compagnie élabore ses plans stratégiques et ses perspectives des prix à plus long terme en tenant compte des secteurs émergents et de la conjoncture ainsi que des incertitudes sur les marchés et entourant les politiques gouvernementales. La compagnie continue de progresser dans la réalisation de ses plans de réduction des émissions de gaz à effet de serre et de ses efforts en vue d’assurer sa prospérité dans un avenir énergétique plus sobre en carbone. Elle s’attend à jouer un rôle important dans la fourniture d’énergie et de produits essentiels à la croissance économique tout en réduisant au minimum les impacts environnementaux et en aidant la société à bâtir un avenir énergétique plus sobre en carbone. La compagnie continue d’analyser les scénarios internes et externes des marchés futurs de l’énergie afin de mieux comprendre les mesures à prendre pour assurer la résilience et de cerner les occasions éventuelles, sans perdre de vue la grande incertitude entourant les hypothèses et résultats des scénarios en question.

Si le processus de planification entraîne des changements importants dans les plans de développement actuels de la compagnie pour son portefeuille, certains actifs pourraient être dépréciés. La compagnie procédera à toutes les évaluations nécessaires concernant les possibilités de récupération d’actifs dans le cadre de la préparation et de l’examen de ses états financiers de fin d’exercice pour inclusion dans son formulaire 10-K de 2021. D’ici la fin de ces activités, il est impossible de déterminer raisonnablement toute dépréciation future potentielle.

Comparaison des troisièmes trimestres de 2021 et de 2020

La compagnie a enregistré un bénéfice net de 908 millions de dollars ou 1,29 dollar par action sur une base diluée au troisième trimestre de 2021, une hausse par rapport au bénéfice net de 3 millions de dollars ou 0 dollar par action pour la même période en 2020.

Le secteur Amont a enregistré un bénéfice net de 524 millions de dollars au troisième trimestre de 2021, comparativement à une perte nette de 74 millions de dollars pour la même période en 2020. L’amélioration des résultats reflète une hausse des prix touchés pour le pétrole brut d’environ 730 millions de dollars et une hausse des volumes d’environ 350 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement annulés par une hausse des dépenses d’exploitation d’environ 210 millions de dollars, une hausse des redevances d’environ 190 millions de dollars et des effets de change défavorables d’environ 60 millions de dollars.

Le cours du West Texas Intermediate (WTI) s’est élevé en moyenne à 70,52 dollars américains par baril durant le troisième trimestre de 2021, en hausse par rapport à 40,93 dollars américains pour le même trimestre en 2020. Le Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à 57,08 dollars américains le baril et à 31,81 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre le WTI et le WCS s’est établi en moyenne à environ 13 dollars américains le baril au troisième trimestre de 2021, une hausse comparativement aux 9 dollars américains environ pour la même période en 2020.

La valeur du dollar canadien était en moyenne de 0,79 dollar américain au troisième trimestre de 2021, soit une hausse de 0,04 dollar américain par rapport au troisième trimestre de 2020.

Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté au cours du trimestre, généralement en raison de l’augmentation du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est établi à 60,44 dollars le baril au troisième trimestre de 2021, en hausse par rapport aux 35,95 dollars le baril touchés au troisième trimestre de 2020. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a augmenté de façon générale parallèlement au WTI, ajusté selon les variations des taux de change et des frais de transport. Le prix moyen touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi à 85,94 dollars le baril au troisième trimestre de 2021, en hausse par rapport aux 50,79 dollars le baril à la période correspondante de 2020.

La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en moyenne à 274 000 barils par jour au troisième trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 194 000 barils), en hausse par rapport à 189 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 134 000 barils) lors du troisième trimestre de 2020. La hausse de la production est principalement attribuable à l’absence de la panne d’un pipeline tiers, de l’équilibrage de la production par rapport à la demande du marché et des répercussions des activités d’entretien planifiées de l’année précédente.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie à 135 000 barils par jour au troisième trimestre, en hausse par rapport à 131 000 barils par jour pour la même période de 2020.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 78 000 barils par jour, en hausse par rapport à 67 000 barils par jour au troisième trimestre de 2020. L’augmentation de la production est principalement attribuable à l’absence des activités d’entretien de l’année précédente.

Le secteur Aval a enregistré un bénéfice net de 293 millions de dollars au troisième trimestre de 2021, une hausse comparativement au bénéfice net de 77 millions de dollars pour la même période en 2020. L’amélioration des résultats reflète principalement une hausse des marges d’environ 280 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries a été de 404 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 341 000 barils par jour du troisième trimestre de 2020. L’utilisation des capacités de production était de 94 %, une hausse comparativement à 81 % pour la même période en 2020. La hausse du débit est attribuable à une demande accrue.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 485 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 449 000 barils par jour du troisième trimestre de 2020. La hausse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à une demande plus forte.

Le bénéfice net du secteur Produits chimiques s’est établi à 121 millions de dollars au troisième trimestre, une hausse comparativement aux 27 millions de dollars pour le même trimestre en 2020, qui est principalement attribuable à l’accroissement des marges sur les ventes de polyéthylène.

Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont élevées à 30 millions de dollars au troisième trimestre, en hausse par rapport à 27 millions de dollars pour la même période en 2020.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 947 millions de dollars au troisième trimestre, une hausse par rapport à 875 millions de dollars pour la période correspondante de 2020, qui reflète principalement l’augmentation des prix touchés dans le secteur Amont et l’accroissement des marges dans le secteur Aval.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 259 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 125 millions de dollars à la période correspondante de 2020. Pour l’ensemble de 2021, l’on prévoit maintenant que les dépenses en immobilisations et frais d’exploration atteignent environ 1,1 milliard de dollars, une baisse par rapport au chiffre antérieur de 1,2 milliard de dollars.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 589 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 166 millions de dollars au troisième trimestre de 2020. Les dividendes payés au cours du troisième trimestre de 2021 ont totalisé 195 millions de dollars. Le dividende par action versé au troisième trimestre a été de 0,27 dollar, en hausse par rapport à 0,05 dollar pour la période correspondante de 2020. Au cours du troisième trimestre, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat d’actions, a acheté environ 9,0 millions d’actions totalisant 313 millions de dollars, y compris des actions achetées d’Exxon Mobil Corporation. Durant le troisième trimestre 2020, la compagnie n’a acheté aucune action dans le cadre de son programme d’achat d’actions.

Le solde de trésorerie de la compagnie s’établissait à 1 875 millions de dollars au 30 septembre 2021, comparativement à 817 millions de dollars à la fin du troisième trimestre de 2020.

Faits saillants des neuf premiers mois

  • Le bénéfice net s’est élevé à 1 666 millions de dollars, comparativement à une perte nette de 711 millions de dollars en 2020.

  • Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 2,31 dollars, comparativement à une perte nette par action de 0,97 dollar en 2020.

  • Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 844 millions de dollars, comparativement à 482 millions de dollars en 2020.

  • Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 699 millions de dollars, en hausse par rapport à 679 millions de dollars en 2020.

  • La production brute s’est élevée en moyenne à 423 000 barils d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 377 000 barils par jour en 2020.

  • Le débit moyen des raffineries était de 367 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 334 000 barils par jour en 2020.

  • Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 442 000 barils par jour, une hausse par rapport à 423 000 barils par jour en 2020.

  • Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a totalisé 0,76 dollar, en hausse par rapport à 0,66 dollar par action en 2020.

  • L’Impériale a versé 2 002 millions de dollars aux actionnaires sous la forme de dividendes et d’achats d’actions.

Comparaison des neuf premiers mois de 2021 et de 2020

Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2021 s’est établi à 1 666 millions de dollars ou 2,31 dollars par action sur une base diluée, comparativement à une perte nette de 711 millions de dollars ou 0,97 dollar par action pour les neuf premiers mois de 2020.

Le secteur Amont a enregistré un bénéfice net de 850 millions de dollars pour les neuf premiers mois de l’exercice, comparativement à une perte nette de 1 126 millions de dollars en 2020. L’amélioration des résultats reflète une hausse des prix touchés pour le pétrole brut d’environ 2 570 millions de dollars et une hausse des volumes d’environ 620 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement annulés par une hausse des redevances d’environ 490 millions de dollars, une augmentation des dépenses d’exploitation d’environ 490 millions de dollars et des effets de change défavorables d’environ 180 millions de dollars.

Le cours moyen du West Texas Intermediate s’est établi à 65,04 dollars américains le baril pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse comparativement aux 38,10 dollars américains le baril en 2020. Le cours moyen du Western Canada Select s’est établi à 52,45 dollars américains le baril et à 24,72 dollars américains le baril aux mêmes périodes. Le différentiel entre le WTI et le WCS s’est établi en moyenne à environ 13 dollars américains le baril pour les neuf premiers mois de 2021, de façon générale parallèlement à la même période en 2020.

La valeur moyenne du dollar canadien a été de 0,80 dollar américain pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse de 0,06 dollar américain par rapport à 2020.

Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté pour les neuf premiers mois de 2021, généralement en raison de l’augmentation du WCS. Le prix moyen touché pour le bitume s’est établi à 55,30 dollars le baril, une hausse par rapport aux 22,24 dollars le baril à la même période en 2020. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a augmenté de façon générale parallèlement au WTI, rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique s’est établi à 77,62 dollars le baril, une hausse par rapport aux 49,06 dollars le baril pour la même période en 2020.

La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en moyenne à 260 000 barils par jour pour les neuf premiers mois de 2021 (la part de l’Impériale se chiffrant à 185 000 barils), une hausse par rapport aux 202 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 143 000 barils) à la même période en 2020. La hausse de production est principalement liée à l’absence de la panne d’un pipeline tiers et de l’équilibrage de la production par rapport à la demande du marché de l’année précédente.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie à 139 000 barils par jour pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse comparativement aux 131 000 barils par jour à la même période en 2020.

Au cours des neuf premiers mois de 2021, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 68 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 63 000 barils par jour pour la période correspondante de 2020.

Le secteur Aval a enregistré un bénéfice net de 645 millions de dollars pour les neuf premiers mois de l’exercice, une hausse par rapport à 447 millions de dollars pour la même période en 2020. L’amélioration des résultats est attribuable à une hausse des marges d’environ 330 millions de dollars, en partie contrebalancée par les effets défavorables des taux de change évalués à environ 120 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries a été de 367 000 barils par jour durant les neuf premiers mois de 2021, une hausse par rapport aux 334 000 barils par jour de la même période en 2020. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 86 %, une hausse comparativement aux 79 % de la même période en 2020. La hausse du débit s’explique par le déclin des répercussions de la pandémie de COVID-19, partiellement annulé par des activités d’entretien planifiées à Strathcona.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 442 000 barils par jour pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse comparativement aux 423 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2020. La hausse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable au déclin des répercussions de la pandémie de COVID-19.

Le bénéfice net du secteur Produits chimiques s’est établi à 297 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse comparativement aux 55 millions de dollars à la même période en 2020 qui est principalement attribuable à l’accroissement des marges sur les ventes de polyéthylène.

Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont élevées à 126 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse par rapport aux 87 millions de dollars pour la même période en 2020, attribuable en grande partie à une augmentation des charges liées à la rémunération à base d’actions.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 3 844 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse par rapport aux 482 millions de dollars pour la période correspondante de 2020 qui reflète principalement l’augmentation des prix touchés dans le secteur Amont et l’accroissement des marges dans le secteur Aval.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 613 millions de dollars au cours des neuf premiers mois de 2021, une hausse par rapport aux 605 millions de dollars de la même période en 2020. Pour l’ensemble de 2021, l’on prévoit maintenant que les dépenses en immobilisations et frais d’exploration atteignent environ 1,1 milliard de dollars, une baisse par rapport au chiffre antérieur de 1,2 milliard de dollars.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 2 127 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse comparativement aux 778 millions de dollars à la même période en 2020. Les dividendes versés au cours des neuf premiers mois de 2021 se sont élevés à 518 millions de dollars. Le dividende par action versé dans les neuf premiers mois de 2021 a été de 0,71 dollar, en hausse par rapport à 0,66 dollar pour la période correspondante de 2020. Au cours des neuf premiers mois de 2021, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat d’actions, a acheté environ 38,5 millions d’actions pour 1 484 millions de dollars, y compris des actions achetées d’Exxon Mobil Corporation. Au cours des neuf premiers mois de 2020, la compagnie a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 274 millions de dollars, ce qui comprend les actions achetées d’Exxon Mobil Corporation.

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

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 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 les plans de construction d’un complexe de production de diesel renouvelable à la raffinerie de Strathcona, y compris les attentes relativement à la production, à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, à l’engagement de la compagnie à l’égard de l’objectif du Canada d’atteindre la carboneutralité, à la capacité de production de valeur pour la compagnie et pour les actionnaires et aux facteurs qui influencent la décision finale d’investissement; le positionnement stratégique de la compagnie qui lui permet de profiter de la situation du marché et de créer une valeur à long terme pour ses actionnaires; les synergies supplémentaires attendues du transfert de l’exploitation Syncrude à Suncor et la capacité de maximiser la rentabilité et d’améliorer la fiabilité; la variété des voies de transition potentielles de la société vers un avenir plus sobre en carbone, qui signale une grande incertitude quant aux types d’énergies qui seront en demande et aux niveaux de cette demande; les efforts de la compagnie relativement au risque lié aux changements climatiques, notamment l’évaluation de ce risque dans le contexte du risque d’entreprise global et de la capacité de poursuivre une stratégie qui est à la fois est résiliente face aux nombreuses voies de transition énergétique de la société et capable d’accroître la valeur pour les actionnaires; les progrès de la compagnie dans la réalisation de ses plans de réduction des émissions de gaz à effet de serre et dans ses efforts en vue d’assurer sa prospérité dans un avenir énergétique plus sobre en carbone; le rôle important de la compagnie dans la fourniture de produits essentiels à la croissance économique tout en réduisant au minimum les impacts environnementaux et en aidant la société à bâtir un avenir énergétique plus sobre en carbone; et des dépenses en immobilisations et frais d’exploration d’environ 1,1 milliard de dollars pour l’ensemble de 2021.

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 prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché; 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 qui influencent la décision finale d’investissement pour la construction d’un complexe de production de diesel renouvelable à la raffinerie de Strathcona et tout changement dans la portée, les modalités et les coûts d’un projet approuvé; l’adoption et les répercussions de nouvelles installations ou technologies comme le complexe de production de diesel renouvelable de Strathcona, y compris relativement aux réductions des gaz à effet de serre; l’utilisation des capacités de raffinage, l’utilisation d’énergie, les émissions de gaz à effet de serre et la disponibilité de charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales; l’évolution de la pandémie de COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de l’Impériale à exploiter ses actifs, y compris la fermeture potentielle d’installations en raison d’une éclosion de COVID-19; les lois applicables et les politiques gouvernementales applicables, y compris les restrictions pour contrer la pandémie de COVID-19; la génération de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital; les plans d’atténuation du risque lié aux changements climatiques et la résilience de la stratégie de la compagnie face aux nombreuses voies de transition énergétique de la société; les dépenses en capital et liées à l’environnement; et la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et à mener ses activités d’intervention contre la pandémie 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 l’incidence de la COVID-19 sur la demande; la disponibilité et la répartition du capital; les événements politiques ou réglementaires, y compris les changements législatifs ou les modifications des politiques gouvernementales, par exemple les lois fiscales, la réduction de la production et les mesures pour contrer la pandémie de COVID-19; la réglementation environnementale, y compris la réglementation portant sur les changements climatiques et les émissions de gaz à effet de serre ainsi que les changements à ces règlements; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, compte tenu notamment des restrictions liées à la COVID-19; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, et la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel; 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 environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces; le transport pour accéder aux marchés; les risques et dangers opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité, y compris la hausse du télétravail et l’activation des plans de continuité des activités en raison de la COVID-19; les taux de change; la conjoncture économique générale; ainsi que d’autres facteurs abordés 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

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2021

2020

2021

2020

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

Total des produits et des autres revenus

10 233

5 955

25 278

16 355

Total des dépenses

9 044

5 952

23 106

17 300

Bénéfice (perte) avant impôts

1 189

3

2 172

(945)

Impôts sur le bénéfice

281

-

506

(234)

Bénéfice (perte) net

908

3

1 666

(711)

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

1,30

-

2,32

(0,97)

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

1,29

-

2,31

(0,97)

Autres données financières

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

10

10

34

25

Total de l’actif au 30 septembre

40 875

39 382

Total du passif au 30 septembre

5 182

5 189

Capitaux propres au 30 septembre

21 209

22 792

Capital utilisé au 30 septembre

26 412

28 009

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

Total

188

161

544

485

Par action ordinaire (en dollars)

0,27

0,22

0,76

0,66

Millions d’actions ordinaires en circulation

Au 30 septembre

695,6

734,1

Moyenne – compte tenu d’une dilution

701,9

736,3

721,1

735,7

Annexe II

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

2021

2020

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

1 875

817

1 875

817

Activités d’exploitation

Bénéfice (perte) net

908

3

1 666

(711)

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

Dépréciation et épuisement

488

409

1 432

1 275

Dépréciation d’actifs incorporels

-

-

-

20

(Gain) perte à la vente d’actifs

(12)

(11)

(39)

(28)

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

(120)

(11)

16

(210)

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

443

342

379

(87)

Autres postes – montant net

240

143

390

223

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 947

875

3 844

482

Activités d’investissement

Acquisitions d’immobilisations corporelles

(276)

(142)

(684)

(657)

Produits de la vente d’actifs

15

19

57

68

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

2

(2)

14

(16)

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

(259)

(125)

(613)

(605)

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(589)

(166)

(2 127)

(778)

Annexe III

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

2021

2020

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

Secteur Amont

524

(74)

850

(1 126)

Secteur Aval

293

77

645

447

Produits chimiques

121

27

297

55

Comptes non sectoriels et autres

(30)

(27)

(126)

(87)

Bénéfice (perte) net

908

3

1 666

(711)

Produits et autres revenus

Secteur Amont

4 152

2 303

11 579

5 857

Secteur Aval

9 197

4 406

20 333

12 523

Produits chimiques

477

268

1 309

727

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(3 593)

(1 022)

(7 943)

(2 752)

Produits et autres revenus

10 233

5 955

25 278

16 355

Achats de pétrole brut et de produits

Secteur Amont

1 902

1 176

5 780

3 338

Secteur Aval

7 745

3 322

16 525

8 987

Produits chimiques

244

157

693

416

Éliminations

(3 593)

(1 021)

(7 946)

(2 766)

Achats de pétrole brut et de produits

6 298

3 634

15 052

9 975

Production et fabrication

Secteur Amont

1 120

863

3 395

2 855

Secteur Aval

356

335

1 039

1 086

Produits chimiques

49

48

145

157

Éliminations

-

-

-

-

Production et fabrication

1 525

1 246

4 579

4 098

Frais de vente et frais généraux

Secteur Amont

-

-

-

-

Secteur Aval

141

140

416

456

Produits chimiques

21

23

68

69

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

18

(13)

85

(26)

Frais de vente et frais généraux

180

150

569

499

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

Secteur Amont

151

78

366

454

Secteur Aval

120

50

308

177

Produits chimiques

2

4

6

15

Comptes non sectoriels et autres

4

9

19

33

Dépenses en immobilisations et frais d’exploration

277

141

699

679

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

2

2

6

6

Annexe IV

Données d’exploitation

Troisième trimestre

Neuf mois

2021

2020

2021

2020

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

(en milliers de barils par jour)

Kearl

194

134

185

143

Cold Lake

135

131

139

131

Syncrude

78

67

68

63

Classique

8

8

9

12

Total de la production de pétrole brut

415

340

401

349

LGN mis en vente

1

1

2

2

Total de la production de pétrole brut et de LGN

416

341

403

351

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

112

144

119

158

Production brute d’équivalent pétrole (a)

435

365

423

377

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

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

Kearl

185

133

178

140

Cold Lake

111

119

112

125

Syncrude

66

67

60

63

Classique

7

6

8

10

Total de la production de pétrole brut

369

325

358

338

LGN mis en vente

1

3

1

2

Total de la production de pétrole brut et de LGN

370

328

359

340

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

111

145

118

151

Production nette d’équivalent pétrole (a)

389

352

379

365

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

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

285

192

262

204

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

174

167

186

178

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

1

1

-

2

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

Bitume (le baril)

60,44

35,95

55,30

22,24

Pétrole synthétique (le baril)

85,94

50,79

77,62

49,06

Pétrole brut classique (le baril)

59,94

29,45

55,49

30,10

LGN (le baril)

57,16

18,91

45,10

13,06

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

3,88

1,79

3,50

1,72

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

404

341

367

334

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

94

81

86

79

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

Essence

250

241

219

217

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

158

137

152

147

Mazout lourd

28

26

25

19

Huiles lubrifiantes et autres produits

49

45

46

40

Ventes nettes de produits pétroliers

485

449

442

423

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

203

197

636

573

(a)

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

(b)

Ventes de LGN de 2021 en cumul annuel arrondies à zéro.

Annexe V

Bénéfice (perte) net par

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

action ordinaire – résultat dilué (a)

en millions de dollars canadiens

dollars canadiens

2017

Premier trimestre

333

0,39

Deuxième trimestre

(77)

(0,09)

Troisième trimestre

371

0,44

Quatrième trimestre

(137)

(0,16)

Exercice

490

0,58

2018

Premier trimestre

516

0,62

Deuxième trimestre

196

0,24

Troisième trimestre

749

0,94

Quatrième trimestre

853

1,08

Exercice

2 314

2,86

2019

Premier trimestre

293

0,38

Deuxième trimestre

1 212

1,57

Troisième trimestre

424

0,56

Quatrième trimestre

271

0,36

Exercice

2 200

2,88

2020

Premier trimestre

(188)

(0,25)

Deuxième trimestre

(526)

(0,72)

Troisième trimestre

3

-

Quatrième trimestre

(1 146)

(1,56)

Exercice

(1 857)

(2,53)

2021

Premier trimestre

392

0,53

Deuxième trimestre

366

0,50

Troisième trimestre

908

1,29

Exercice

1 666

2,31

(a)

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

Annexe VI

Mesures financières non conformes aux PCGR

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

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

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

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

2021

2020

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 947

875

3 844

482

Moins les variations du fonds de roulement

Variations de l’actif et du passif d’exploitation

443

342

379

(87)

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

1 504

533

3 465

569

Flux de trésorerie disponible

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

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

2021

2020

Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation

1 947

875

3 844

482

Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement

Acquisitions d’immobilisations corporelles

(276)

(142)

(684)

(657)

Produits de la vente d’actifs

15

19

57

68

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

2

(2)

14

(16)

Flux de trésorerie disponible

1 688

750

3 231

(123)

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

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

Il n’y a eu aucun élément identifié au troisième trimestre ou en cumul annuel pour 2021 et 2020.

Coûts d’exploitation (coûts financiers)

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

Rapprochement des coûts d’exploitation

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

2021

2020

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

Total des dépenses

9 044

5 952

23 106

17 300

Moins :

Achats de pétrole brut et de produits

6 298

3 634

15 052

9 975

Taxes d’accise fédérales et frais de carburant

535

470

1 404

1 290

Dépréciation et épuisement

488

409

1 432

1 295

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

11

31

32

91

Financement

5

10

32

46

Total des coûts d’exploitation

1 707

1 398

5 154

4 603

Composants des coûts d’exploitation

Troisième trimestre

Neuf mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

2021

2020

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

Production et fabrication

1 525

1 246

4 579

4 098

Frais de vente et frais généraux

180

150

569

499

Exploration

2

2

6

6

Coûts d’exploitation

1 707

1 398

5 154

4 603

Secteur Amont

1 122

865

3 401

2 861

Secteur Aval

497

475

1 455

1 542

Produits chimiques

70

71

213

226

Comptes non sectoriels / Éliminations

18

(13)

85

(26)

Coûts d’exploitation

1 707

1 398

5 154

4 603

Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires)

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

Troisième trimestre

2021

2020

en millions de dollars canadiens

Secteur

Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Secteur

Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Production et fabrication

1 120

425

288

331

863

342

185

279

Frais de vente et frais généraux

-

-

-

-

-

-

-

-

Exploration

2

-

-

-

2

-

-

-

Coûts d’exploitation

1 122

425

288

331

865

342

185

279

Production brute d’équivalent pétrole

435

194

135

78

365

134

131

67

(en milliers de barils par jour)

Coûts d’exploitation unitaires

(en dollars par baril d’équivalent

pétrole)

28,04

23,81

23,19

46,13

25,76

27,74

15,35

45,26

USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre

22,15

18,81

18,32

36,44

19,32

20,81

11,51

33,95

2021 0,79 $ US; 2020 0,75 $ US

Neuf mois

2021

2020

en millions de dollars canadiens

Secteur

Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Secteur

Amont (a)

Kearl

Cold

Lake

Syncrude

Production et fabrication

3 395

1 341

802

1 055

2 855

1 187

653

830

Frais de vente et frais généraux

-

-

-

-

-

-

-

-

Exploration

6

-

-

-

6

-

-

-

Coûts d’exploitation

3 401

1 341

802

1 055

2 861

1 187

653

830

Production brute d’équivalent pétrole

423

185

139

68

377

143

131

63

(en milliers de barils par jour)

Coûts d’exploitation unitaires

(en dollars par baril d’équivalent

pétrole)

29,45

26,55

21,13

56,83

27,70

30,29

18,19

48,08

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

23,56

21,24

16,90

45,46

20,50

22,41

13,46

35,58

2021 0,80 $ US; 2020 0,74 $ US

(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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