- Bénéfice net trimestriel de 2 409 millions de dollars et flux
de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 2 682
millions de dollars
- Production pour le secteur Amont de 413 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour, soit la production la plus élevée pour un
deuxième trimestre en plus de 30 ans
- Rendement d’exploitation solide et soutenu dans le secteur Aval
avec un taux d’utilisation de la capacité de raffinage pour le
trimestre de 96 %, ce qui représente un quatrième trimestre
consécutif affichant un taux supérieur à 90 %
- Distribution de plus de 2,7 milliards de dollars aux
actionnaires sous la forme de dividendes pendant le trimestre et
achèvement réussi de l’important programme d’offre publique de
rachat de la compagnie totalisant 2,5 milliards de dollars
- Renouvellement du programme annuel d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités visant le rachat supplémentaire
d’un maximum de 5 % des actions en circulation, l’intention étant
d’accélérer l’exécution du programme pour qu’il se termine d’ici la
fin du mois d’octobre 2022
- Déclaration d’un dividende de 0,34 dollar par action pour le
troisième trimestre
- Annonce de la proposition de vente des intérêts dans XTO Energy
Canada pour un total de 1,9 milliard de dollars de contreparties en
espèces (la part de l’Impériale se chiffrant à 940 millions de
dollars) afin de concentrer davantage le portefeuille du secteur
Amont de la compagnie sur les actifs de longue durée à faible
déclin que constituent les sables bitumineux
- Publication du rapport annuel sur l’avancement des solutions
climatiques, qui décrit les progrès de la compagnie et son
engagement continu à réduire les émissions de gaz à effet de
serre
Imperial (TSE: IMO, NYSE American: IMO):
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
∆
2022
2021
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
2 409
366
+2 043
3 582
758
+2 824
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
3,63
0,50
+3,13
5,36
1,04
+4,32
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
314
259
+55
610
422
+188
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé de 2 409 millions
de dollars au deuxième trimestre, une hausse par rapport aux 1 173
millions de dollars au premier trimestre de 2022, en raison des
conditions de marché favorables soutenues et d’un meilleur
rendement d’exploitation. Les flux de trésorerie générés par les
activités d’exploitation se sont élevés à 2 682 millions de
dollars, une hausse par rapport aux 1 914 millions de dollars au
premier trimestre de 2022.
« Nos résultats du deuxième trimestre témoignent du fait que
nous continuons de mettre l’accent sur la sécurité et la fiabilité
de nos opérations, ce qui nous permet de tirer une valeur
considérable de nos actifs pleinement intégrés même si les cours
des matières premières demeurent élevés, en plus d’assurer un
approvisionnement stable en produits énergétiques afin de répondre
à la demande croissante », déclare Brad Corson, président du
conseil d’administration, président et chef de la direction.
La production du secteur Amont au cours du deuxième trimestre
s’est élevée en moyenne à 413 000 barils d’équivalent pétrole brut
par jour, notre production la plus élevée pour un deuxième
trimestre en plus de 30 ans. La production brute trimestrielle
totale de Kearl a été en moyenne de 224 000 barils par jour, un
résultat qui montre que le rendement d’exploitation s’est
complètement rétabli malgré les répercussions des temps froids
extrêmes au premier trimestre et l’achèvement de l’entretien annuel
planifié. La production trimestrielle à Cold Lake s’est établie en
moyenne à 144 000 barils bruts par jour, ce qui témoigne d’un
excellent rendement d’exploitation en dépit d’un entretien
planifié.
Étant donné les répercussions que les temps froids extrêmes ont
eues sur les activités de Kearl au premier trimestre de 2022 et
l’achèvement de son entretien annuel au deuxième trimestre, on
s’attend à ce que la production à Kearl dépasse un total de 280 000
barils bruts par jour au cours du deuxième semestre de l’année.
Cadrant avec cette projection, l’Impériale a mis à jour ses lignes
directrices de production au site de Kearl pour l’ensemble de
l’année en se donnant comme objectif d’atteindre un total d’environ
245 000 barils bruts par jour.
« Je suis ravi de constater que le rendement de la production à
Kearl est revenu à la normale au deuxième trimestre et que les
répercussions liées aux temps froids extrêmes sont maintenant
officiellement derrière nous, affirme M. Corson. Pour ce qui est de
l’avenir, nous sommes en bonne voie d’accélérer la croissance de la
production annuelle au site de Kearl afin d’atteindre un total de
280 000 barils bruts par jour, une initiative qui contribuera à
créer une valeur importante pour nos actionnaires. »
Dans le secteur Aval, le débit des raffineries pour le trimestre
s’est élevé en moyenne à 412 000 barils par jour, avec une
utilisation de la capacité de raffinage de 96 %, ce qui représente
un quatrième trimestre consécutif affichant un taux supérieur à 90
%, alors que la compagnie s’efforce de maximiser la production pour
répondre à l’augmentation de la demande au Canada. Les ventes de
produits pétroliers au cours du trimestre se sont élevées à 480 000
barils par jour en moyenne, la demande en carburant au Canada
approchant les niveaux prépandémiques.
La compagnie a distribué plus de 2,7 milliards de dollars à ses
actionnaires sous la forme de dividendes pendant le trimestre, et
l’importante offre publique de rachat de la compagnie s’est
terminée avec succès. En juin, l’Impériale a annoncé le
renouvellement de son programme annuel d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités, qui lui permettra de racheter
jusqu’à 5 % de ses actions en circulation au cours d’une période de
12 mois se terminant le 28 juin 2023. L’Impériale a l’intention
d’accélérer ses achats d’actions dans le cadre du programme d’offre
publique de rachat dans le cours normal des activités et s’attend à
racheter toutes les actions admissibles restantes d’ici la fin du
mois d’octobre 2022. La compagnie a également déclaré un dividende
de 0,34 dollar par action pour le troisième trimestre.
« Au cours du premier semestre de cette année, l’Impériale a
généré des flux de trésorerie importants qui lui ont permis
d’effectuer un nombre record de distributions à ses actionnaires,
en plus d’augmenter le montant des redevances et des impôts versés
aux gouvernements fédéral et provinciaux en soutien aux communautés
dans lesquelles la compagnie exerce ses activités, explique M.
Corson. Grâce aux mesures que nous avons prises pour concentrer
davantage notre portefeuille, réduire nos coûts et accroître
efficacement notre production, nous serons en mesure de continuer à
verser des liquidités substantielles à nos actionnaires à l’avenir.
»
En juin, l’Impériale a annoncé conjointement avec ExxonMobil
Canada qu’elle avait conclu une entente avec Whitecap Resources
Inc. concernant la vente de XTO Energy Canada, une société détenue
conjointement par l’Impériale et ExxonMobil Canada, pour un total
de 1,9 milliard de dollars de contreparties en espèces (la part de
l’impériale se chiffrant à 940 millions de dollars). La vente
devrait être conclue avant la fin du troisième trimestre de 2022,
sous réserve des approbations réglementaires. La cession de XTO
Energy Canada s’inscrit dans la stratégie de l’Impériale visant à
maximiser la valeur actionnariale en concentrant les ressources de
son secteur Amont sur les actifs de longue durée à faible déclin
que constituent les sables bitumineux.
Au cours du trimestre, l’Impériale a publié son rapport annuel
sur l’avancement des solutions climatiques, qui décrit les progrès
de la compagnie et son engagement continu à réduire les émissions
de gaz à effet de serre. L’Impériale s’engage à offrir des
solutions énergétiques d’une façon qui contribue à protéger les
gens, l’environnement et les communautés où elle exerce ses
activités, y compris en atténuant les risques liés aux changements
climatiques.
« L’Impériale recherche activement de nouvelles occasions
attrayantes pour réduire ses émissions, augmenter sa production et
accroître sa rentabilité, souligne M. Corson. Elle continue
également à faire des progrès dans le cadre de nombreuses
initiatives technologiques. Par exemple, elle soutient l’Alliance
nouvelles voies et ses solutions de captage et de stockage du
carbone, elle a récemment annoncé son intention de réaliser un
projet pilote d’extraction de lithium en Alberta, qui présente un
potentiel d’utilisation dans des produits de qualité batterie, et
elle a réalisé une étude de faisabilité sur la production
d’hydrogène à Nanticoke, qui permettrait de réduire les émissions
de gaz à effet de serre dans la région. »
Faits marquants du deuxième trimestre
- Le bénéfice net a été de 2 409 millions de dollars, ou 3,63
dollars par action sur une base diluée, en hausse par rapport
aux 366 millions de dollars, ou 0,50 dollar par action, au deuxième
trimestre de 2021.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation se sont élevés à 2 682 millions de dollars, en
hausse par rapport aux 852 millions de dollars pour la même période
en 2021. Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement¹, se sont élevés à 2 783
millions de dollars, en hausse par rapport aux 893 millions de
dollars pour la même période en 2021.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 314 millions de dollars, une hausse comparativement
aux 259 millions de dollars au deuxième trimestre de 2021.
- La compagnie a distribué 2 728 millions de dollars aux
actionnaires au deuxième trimestre de 2022, dont 2 500 millions
de dollars découlant de l’achèvement de l’important programme
d’offre publique de rachat de la compagnie en juin, ainsi que 228
millions de dollars en dividendes.
- Le programme de rachat d’actions est renouvelé,
permettant de racheter jusqu’à 5 % des actions ordinaires en
circulation, soit un maximum de 31 833 809 actions, au cours de la
période de 12 mois se terminant le 28 juin 2023. Conformément à son
engagement de restituer des excédents de trésorerie aux
actionnaires, l’Impériale a l’intention d’accélérer ses achats
d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités et s’attend à racheter toutes
les actions admissibles restantes d’ici la fin du mois d’octobre
2022. Les plans de rachat peuvent être modifiés à tout moment sans
préavis.
- La production s’est établie en moyenne à 413 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production la plus
élevée pour un deuxième trimestre en plus de 30 ans, en hausse
par rapport aux 401 000 barils par jour à la même période en
2021.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 224 000 barils par jour (la part de
l’Impériale se chiffrant à 159 000 barils) contre 255 000 barils
par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 181 000 barils) au
cours du deuxième trimestre de 2021, principalement en raison d’un
temps d’arrêt supplémentaire. Étant donné les répercussions que les
temps froids extrêmes ont eues sur les activités de Kearl au
premier trimestre de 2022 et l’achèvement de son entretien annuel
au deuxième trimestre, on s’attend à ce que la production à Kearl
dépasse un total de 280 000 barils bruts par jour au cours du
deuxième semestre de l’année. Cadrant avec cette projection,
l’Impériale a mis à jour ses lignes directrices de production au
site de Kearl pour l’ensemble de l’année en se donnant comme
objectif d’atteindre un total d’environ 245 000 barils bruts par
jour.
- La production brute de bitume à Cold Lake s’est établie en
moyenne à 144 000 barils par jour, en hausse par rapport aux
142 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2021, et continue
de surpasser les lignes directrices de production de la compagnie
pour l’année, lesquelles prévoyaient une production allant de 135
000 à 140 000 barils bruts par jour.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 81 000 barils par jour, en
hausse par rapport aux 47 000 barils par jour au deuxième trimestre
de 2021, principalement en raison du calendrier des activités
d’entretien planifiées.
- Le débit moyen des raffineries était de 412 000 barils par
jour, une hausse par rapport à 332 000 barils par jour au
deuxième trimestre de 2021. L’utilisation des capacités de
production a atteint 96 %, une hausse comparativement à 78 % au
deuxième trimestre de 2021, alors que la compagnie continue de
maximiser la production pour répondre à l’augmentation de la
demande au Canada. L’utilisation au deuxième trimestre représente
un quatrième trimestre consécutif affichant une utilisation des
capacités de production supérieure à 90 %.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 480 000
barils par jour, une hausse par rapport à 429 000 barils par
jour au deuxième trimestre de 2021. L’augmentation des ventes est
attribuable à une hausse de la demande depuis que les restrictions
liées à la pandémie se sont assouplies davantage au Canada.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 53
millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 109
millions de dollars au deuxième trimestre de 2021. Cette baisse du
bénéfice est principalement attribuable aux marges inférieures sur
les ventes de polyéthylène.
- Annoncée conjointement avec ExxonMobil Canada, la
proposition de vente de XTO Energy Canada à Whitecap Resources
représente un total de 1,9 milliard de dollars de contreparties en
espèces (la part de l’impériale se chiffrant à 940 millions de
dollars). La vente devrait être conclue avant la fin du
troisième trimestre de 2022, sous réserve des approbations
réglementaires. La cession de XTO Energy Canada s’inscrit dans la
stratégie de l’Impériale visant à maximiser la valeur actionnariale
en concentrant les ressources de son secteur Amont sur les actifs
de longue durée, à faible déclin que constituent les sables
bitumineux.
- Le rapport annuel sur l’avancement des solutions
climatiques, qui décrit les progrès de la compagnie et son
engagement continu à réduire les émissions de gaz à effet de serre,
a été publié. L’Impériale s’engage à offrir des solutions
énergétiques d’une façon qui contribue à protéger les gens,
l’environnement et les communautés où elle exerce ses activités, y
compris en atténuant les risques liés aux changements
climatiques.
- La compagnie a annoncé une collaboration stratégique avec E3
Lithium en vue de faire avancer un projet pilote d’extraction de
lithium en Alberta. Ce projet, qui vise à extraire du lithium
provenant du champ pétrolifère historique Leduc de l’Impériale en
utilisant la technologie exclusive de E3 Lithium, présente un
potentiel de développement commercial de produits de qualité
batterie. En vertu de cet accord, l’Impériale pourrait offrir du
soutien technique et de développement dans des domaines tels que la
gestion de l’eau et des réservoirs.
- L’Impériale a conclu une entente avec Atura Power afin
d’évaluer le potentiel de production d’hydrogène à Nanticoke, en
Ontario. L’étude portera sur les aspects commerciaux et
techniques liés au développement d’une installation régionale
d’hydrogène, qui pourrait contribuer à réduire les émissions de gaz
à effet de serre générées par le secteur industriel de la région et
ainsi aider le Canada dans son ambition d’atteindre la
carboneutralité.
Contexte commercial actuel
Pendant la pandémie de COVID-19, les investissements de
l’industrie visant à maintenir et à augmenter la capacité de
production ont diminué afin de préserver le capital, ce qui a
entraîné un sous-investissement et une réduction de l’offre alors
que la demande en produits pétroliers et pétrochimiques se
rétablissait. À la fin de 2021 et au cours du premier semestre de
2022, cette dynamique, combinée aux contraintes liées aux chaînes
d’approvisionnement et à une reprise soutenue de la demande, s’est
traduite par une augmentation constante des prix du pétrole et du
gaz naturel ainsi que des marges de raffinage. Au premier semestre
de 2022, le resserrement des marchés du pétrole et du gaz naturel a
été exacerbé par l’invasion de l’Ukraine par la Russie et par les
sanctions subséquentes qui ont frappé les affaires et autres
activités menées en Russie. Le prix du brut ainsi que certains
indicateurs régionaux pour le gaz naturel ont atteint des niveaux
qui n’avaient pas été observés depuis plusieurs années. À la fin du
deuxième trimestre, la hausse des prix a entraîné une réduction de
la demande pour certains produits. Les prix des produits de base et
des produits devraient demeurer volatils compte tenu de
l’incertitude économique et géopolitique mondiale actuelle qui
affecte l’offre et la demande.
Résultats d’exploitation
Comparaison des deuxièmes trimestres de
2022 et de 2021
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
2 409
366
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
3,63
0,50
Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice (perte)
net
en millions de dollars canadiens
2021
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2022
247
1 470
150
(430
)
(91
)
1 346
Prix : La hausse des prix de vente, qui concordait généralement
avec celle des prix indicatifs, était principalement attribuable à
une augmentation de la demande et aux contraintes liées aux chaînes
d’approvisionnement. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont
augmenté de 55,01 $ le baril, généralement en raison de
l’augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de
pétrole brut synthétique ont grimpé de 63,87 $ le baril, une hausse
coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La hausse des volumes, principalement liée au
calendrier des activités d’entretien sur le site de Syncrude, a été
partiellement compensée par un temps d’arrêt à Kearl.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus élevés d’environ
180 millions de dollars, principalement en raison d’une hausse des
prix de l’énergie, lesquels ont été partiellement compensés par des
effets de change favorables d’environ 60 millions de dollars.
Prix indicatifs et prix de vente
moyens
Deuxième trimestre
en dollars canadiens, sauf indication
contraire
2022
2021
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
108,52
66,17
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
95,80
54,64
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
12,72
11,53
Bitume (le baril)
112,27
57,26
Pétrole brut synthétique (le baril)
144,67
80,80
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,78
0,81
Production
Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour
2022
2021
Kearl (part de l’Impériale)
159
181
Cold Lake
144
142
Syncrude (a)
81
47
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
224
255
(a) Au deuxième trimestre de 2022, la
production brute de Syncrude comprenait environ 2 milliers de
barils de bitume par jour (2021 – arrondi à 0 millier de barils par
jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à
l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
La baisse de production à Kearl découle
principalement d’un temps d’arrêt.
L’augmentation de la production à Syncrude
découle principalement du calendrier des activités d’entretien.
Secteur Aval
Analyse du facteur bénéfice (perte)
net
en millions de dollars canadiens
2021
Marges
Autres
2022
60
910
63
1 033
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une
amélioration des conditions de marché.
Autres : Comprend une diminution des coûts d’entretien d’environ
130 millions de dollars, découlant de l’absence d’activités
d’entretien à la raffinerie de Strathcona, lesquels ont été
partiellement compensés par des frais d’exploitation plus élevés
d’environ 70 millions de dollars, principalement en raison d’une
hausse des prix de l’énergie.
Taux d’utilisation de la capacité de
raffinage et ventes de produits pétroliers
Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2022
2021
Débit des raffineries
412
332
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
96
78
Ventes de produits pétroliers
480
429
Le débit accru des raffineries au deuxième trimestre de 2022 est
principalement attribuable à la réduction des activités d’entretien
et à l’augmentation de la demande.
La hausse des ventes de produits pétroliers au deuxième
trimestre de 2022 est principalement attribuable à une demande plus
élevée.
Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte)
net
en millions de dollars canadiens
2021
Marges
Autres
2022
109
(30
)
(26
)
53
Comptes non sectoriels et
autres
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(23
)
(50
)
Situation de trésorerie et sources de
financement
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
2 682
852
Activités d’investissement
(230
)
(207
)
Activités de financement
(2 734
)
(1 336
)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
(282
)
(691
)
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
2 867
776
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
reflètent principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur
Amont et l’augmentation des marges dans le secteur Aval.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations
corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Dividendes versés
228
161
Dividende par action versé (en
dollars)
0,34
0,22
Rachats d’actions (a)
2 500
1 171
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
32,5
29,5
(a) Les rachats d’actions sont effectués
dans le cadre de l’importante offre publique de rachat de la
compagnie en vigueur du 6 mai 2022 au 10 juin 2022 et couvrent les
actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel
afin qu’elle puisse maintenir son pourcentage de participation à
environ 69,6 %.
Le 6 mai 2022, 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 2,5 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 15 juin 2022, la
compagnie a souscrit et acheté 32 467 532 actions ordinaires à un
prix de 77,00 $ par action, ce qui représente un achat global de
2,5 milliards de dollars et 4,9 % des actions émises et en
circulation de l’Impériale à la clôture des activités le 2 mai
2022. Cela comprend les 22 597 379 actions rachetées à Exxon Mobil
Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir
son pourcentage de participation à environ 69,6 %.
Le 27 juin 2022, la compagnie a annoncé dans un communiqué de
presse qu’elle avait reçu de la Bourse de Toronto l’autorisation de
lancer une offre publique de rachat dans le cours normal des
activités et qu’elle poursuivait son programme existant de rachat
d’actions. Le programme permet à la compagnie de racheter un
maximum de 31 833 809 actions ordinaires entre le 29 juin 2022 et
le 28 juin 2023. Ce maximum comprend les actions rachetées dans le
cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des
activités et à la société Exxon Mobil Corporation, une opération
réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités. Dans le passé, la société Exxon
Mobil Corporation a informé la compagnie qu’elle avait l’intention
de conserver la propriété d’environ 69,6 % du capital. Le programme
prendra fin le 28 juin 2023 ou lorsque la compagnie aura racheté le
maximum autorisé d’actions. L’Impériale a l’intention d’accélérer
ses achats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de
rachat dans le cours normal des activités et s’attend à racheter
toutes les actions admissibles restantes d’ici la fin du mois
d’octobre 2022. Les plans de rachat peuvent être modifiés à tout
moment sans préavis.
Comparaison du premier semestre de 2022
et de 2021
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
3 582
758
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
5,36
1,04
Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice
(perte) net
en millions de dollars
canadiens
2021
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2022
326
2 690
(100
)
(710
)
(78
)
2 128
Prix : La hausse des prix de vente, qui concordait généralement
avec celle des prix indicatifs, était principalement attribuable à
une augmentation de la demande et aux contraintes liées aux chaînes
d’approvisionnement. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont
augmenté de 49,08 $ le baril, généralement en raison de
l’augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de
pétrole brut synthétique ont grimpé de 58,99 $ le baril, une hausse
coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La baisse des volumes, principalement attribuable à un
temps d’arrêt à Kearl, a été partiellement compensée par le
calendrier des activités d’entretien sur le site de Syncrude.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus élevés d’environ
220 millions de dollars, principalement en raison d’une hausse des
prix de l’énergie, lesquels ont été partiellement compensés par des
effets de change favorables d’environ 60 millions de dollars.
Prix de vente moyens et prix
indicatifs
Six mois
en dollars canadiens, sauf indication
contraire
2022
2021
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
101,77
62,22
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
88,13
50,14
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
13,64
12,08
Bitume (le baril)
101,53
52,45
Pétrole brut synthétique (le baril)
131,41
72,42
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,79
0,80
Production
Six mois
en milliers de barils par jour
2022
2021
Kearl (part de l’Impériale)
146
180
Cold Lake
142
141
Syncrude (a)
79
63
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
205
253
(a) En 2022, la production brute de Syncrude comprenait environ 2
milliers de barils de bitume par jour (2021 – arrondi à 0 millier
debarils par jour) qui étaient exportés vers les installations de
l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
La baisse de production à Kearl découle
principalement d’un temps d’arrêt
L’augmentation de la production à Syncrude
découle principalement du calendrier des activités d’entretien.
Secteur Aval
Analyse du facteur bénéfice (perte)
net
en millions de dollars canadiens
2021
Marges
Autres
2022
352
960
110
1 422
Marges : L’augmentation des marges reflète principalement une
amélioration des conditions de marché.
Autres : Comprend une diminution des coûts d’entretien d’environ
130 millions de dollars, découlant de l’absence d’activités
d’entretien à la raffinerie de Strathcona, lesquels ont été
partiellement compensés par des frais d’exploitation plus élevés
d’environ 90 millions de dollars, principalement en raison d’une
hausse des prix de l’énergie.
Taux d’utilisation de la capacité de
raffinage et ventes de produits pétroliers
Six mois
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2022
2021
Débit des raffineries
406
348
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
95
81
Ventes de produits pétroliers
464
421
Le débit accru des raffineries en 2022 est principalement
attribuable à la réduction des activités d’entretien et à
l’augmentation de la demande.
L’augmentation des ventes de produits pétroliers en 2022 reflète
principalement une demande plus forte.
Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte)
net
en millions de dollars canadiens
2021
Marges
Autres
2022
176
(40
)
(27
)
109
Comptes non sectoriels et
autres
Six mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(77)
(96)
Situation de trésorerie et sources de
financement
Six mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
4 596
1 897
Activités d’investissement
(509
)
(354
)
Activités de financement
(3 373
)
(1 538
)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
714
5
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
reflètent principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur
Amont, l’augmentation des marges du secteur Aval et les effets
favorables du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations
corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
Dividendes versés
413
323
Dividende par action versé (en
dollars)
0,61
0,44
Rachats d’actions (a)
2 949
1 171
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
41,4
29,5
(a) Les rachats d’actions sont effectués
dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités et de l’importante offre publique de rachat de
la compagnie en vigueur du 6 mai 2022 au 10 juin 2022. 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.
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
comprennent notamment des références aux achats d’actions dans le
cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal
des activités, y compris l’intention d’accélérer l’exécution du
programme afin qu’il se termine d’ici la fin du mois d’octobre
2022; la vente de XTO Energy Canada et la date de clôture prévue;
la stratégie visant à maximiser la valeur actionnariale en se
concentrant sur les actifs de longue durée à faible déclin que
constituent les sables bitumineux; les prévisions de production à
Kearl pour le deuxième semestre de 2022, la mise à jour des lignes
directrices de production pour l’ensemble de l’année 2022 et le
fait que la compagnie demeure en bonne voie d’atteindre son
objectif d’un total de 280 000 barils bruts par jour; la capacité
de continuer à verser des liquidités substantielles aux
actionnaires; le fait que la compagnie continue de maximiser sa
production pour répondre à l’augmentation de la demande en
carburant au Canada; l’engagement continu à réduire les émissions
de gaz à effet de serre et à atténuer les risques liés aux
changements climatiques, y compris l’incidence des diverses
occasions permettant de réduire les émissions, d’augmenter la
production et d’accroître la rentabilité; le projet pilote
d’extraction de lithium et le soutien qui sera fourni par
l’Impériale; l’étude portant sur le potentiel de production
d’hydrogène à Nanticoke; et la volatilité attendue des cours des
matières premières et des produits.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes,
estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au
moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la croissance de la demande et la source,
l’offre et le bouquet énergétiques; les taux, la croissance et la
composition de la production de divers actifs; les plans de projet,
l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les
capacités et l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces
plans et à exploiter ses actifs; en ce qui concerne les rendements
pour les actionnaires, les hypothèses comme les prévisions de flux
de trésorerie, les sources de financement et la structure du
capital, les approbations réglementaires, la participation des
actionnaires majoritaires de la compagnie et les résultats de
l’évaluation périodique et continue des autres utilisations des
capitaux; l’adoption de nouvelles installations ou technologies et
leur incidence sur la réduction de l’intensité des émissions de
GES, y compris notamment le soutien et la promotion de solutions de
captage et de stockage du carbone et les résultats du projet pilote
d’extraction de lithium, et tout changement dans la portée, les
modalités et les coûts de ces projets; la réception, dans les
délais prévus, des approbations réglementaires liées à la vente de
XTO Energy Canada, ainsi que la clôture de cette vente comme
prévue; le volume et le rythme des réductions d’émissions; 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; les lois et les politiques gouvernementales
applicables, y compris relativement aux changements climatiques et
aux réductions des émissions de GES; la réception des approbations
réglementaires; les dépenses en capital et liées à l’environnement;
l’évolution de la pandémie de COVID-19 et ses répercussions sur la
capacité de l’Impériale à exploiter ses actifs; ainsi que les prix
des matières premières, les taux de change et les conditions
générales du marché pourraient varier considérablement selon un
certain nombre de facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou
locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de
produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les
incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les
mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne
les niveaux d’approvisionnement et les prix, l’incidence de la
COVID-19 sur la demande et la survenance de guerres; la
disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps
utile, des approbations réglementaires et tierces; les résultats
des programmes de recherche et des nouvelles technologies, ainsi
que la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle
commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources
d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des
émissions; l’absence de soutien par les gouvernements et les
responsables des politiques pour l’adoption de nouvelles
technologies de réduction des émissions; les difficultés techniques
ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des
projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la
disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services,
compte tenu notamment des restrictions liées à la COVID-19; les
risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et
de production pétrolières et gazières; les événements politiques ou
réglementaires, y compris les changements législatifs ou les
modifications des politiques gouvernementales, la réglementation
environnementale, dont la réglementation portant sur les
changements climatiques et les émissions de gaz à effet de serre,
ainsi que les mesures prises en réponse à la COVID-19; l’efficacité
de la gestion et la préparation pour une intervention en cas de
sinistre, y compris les plans de continuité des activités en
réponse à la COVID-19; les risques et dangers opérationnels; les
incidents liés à la cybersécurité, y compris la hausse du
télétravail; les taux de change; la conjoncture économique
générale; ainsi que d’autres facteurs abordés dans les facteurs de
risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion
sur la situation financière et les résultats d’exploitation de la
Compagnie Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport
annuel sur le formulaire 10-K et des rapports provisoires
ultérieurs.
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 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.
Annexe I
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2022
2021
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
17 307
8 047
29 993
15 045
Total des dépenses
14 141
7 576
25 293
14 062
Bénéfice (perte) avant impôts
3 166
471
4 700
983
Impôts sur le bénéfice
757
105
1 118
225
Bénéfice (perte) net
2 409
366
3 582
758
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
3,63
0,51
5,37
1,04
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
3,63
0,50
5,36
1,04
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
3
22
19
24
Total de l’actif au 30 juin
44 892
38 939
Total du passif au 30 juin
5 166
5 262
Capitaux propres au 30 juin
21 979
20 769
Capital utilisé au 30 juin
27 162
26 055
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
227
195
455
356
Par action ordinaire (en dollars)
0,34
0,27
0,68
0,49
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 juin
636,7
704,6
Moyenne – compte tenu d’une dilution
664,4
725,8
668,1
730,8
Annexe II
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
2 867
776
2 867
776
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
2 409
366
3 582
758
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
451
450
877
944
(Gain) perte à la vente d’actifs
(4
)
(24
)
(24
)
(27
)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
(149
)
76
(480
)
136
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(101
)
(41
)
594
(64
)
Autres postes – montant net
76
25
47
150
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
2 682
852
4 596
1 897
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(333
)
(241
)
(637
)
(408
)
Produits de la vente d’actifs
102
35
126
42
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
(1
)
2
12
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(230
)
(207
)
(509
)
(354
)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(2 734
)
(1 336
)
(3 373
)
(1 538
)
Annexe III
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
1 346
247
2 128
326
Secteur Aval
1 033
60
1 422
352
Produits chimiques
53
109
109
176
Comptes non sectoriels et autres
(23
)
(50
)
(77
)
(96
)
Bénéfice (perte) net
2 409
366
3 582
758
Produits et autres revenus
Secteur Amont
5 949
3 934
10 483
7 427
Secteur Aval
18 785
5 831
32 830
11 136
Produits chimiques
563
456
1 034
832
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(7 990
)
(2 174
)
(14 354
)
(4 350
)
Produits et autres revenus
17 307
8 047
29 993
15 045
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
2 357
2 044
4 247
3 878
Secteur Aval
16 261
4 760
28 773
8 780
Produits chimiques
401
240
716
449
Éliminations
(7 998
)
(2 177
)
(14 365
)
(4 353
)
Achats de pétrole brut et de produits
11 021
4 867
19 371
8 754
Production et fabrication
Secteur Amont
1 423
1 166
2 672
2 275
Secteur Aval
418
357
774
683
Produits chimiques
67
46
121
96
Éliminations
-
-
-
-
Production et fabrication
1 908
1 569
3 567
3 054
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
-
-
-
-
Secteur Aval
153
142
300
275
Produits chimiques
22
22
45
47
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
16
36
71
67
Frais de vente et frais généraux
191
200
416
389
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
233
130
455
215
Secteur Aval
69
120
137
188
Produits chimiques
2
2
3
4
Comptes non sectoriels et autres
10
7
15
15
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
314
259
610
422
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
1
2
3
4
Annexe IV
Données d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
2022
2021
2022
2021
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
159
181
146
180
Cold Lake
144
142
142
141
Syncrude (a)
81
47
79
63
Classique
11
11
11
10
Total de la production de pétrole brut
395
381
378
394
LGN mis en vente
2
1
1
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
397
382
379
396
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
98
116
105
123
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
413
401
397
417
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
145
174
134
174
Cold Lake
101
111
104
112
Syncrude (a)
63
38
61
56
Classique
10
11
11
10
Total de la production de pétrole brut
319
334
310
352
LGN mis en vente
1
2
1
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
320
336
311
354
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
95
110
98
119
Production nette d’équivalent
pétrole (b)
336
354
327
374
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
221
252
205
250
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
191
201
189
191
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) (c)
2
-
1
-
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
112,27
57,26
101,53
52,45
Pétrole brut synthétique (le baril)
144,67
80,80
131,41
72,42
Pétrole brut classique (le baril)
115,80
58,44
106,99
54,16
LGN (le baril)
69,19
30,07
66,98
30,97
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
6,81
3,45
5,98
3,34
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
412
332
406
348
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
96
78
95
81
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
229
209
219
203
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
179
147
176
150
Huiles lubrifiantes et autres produits
49
45
49
44
Mazout lourd
23
28
20
24
Ventes nettes de produits pétroliers
480
429
464
421
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
222
222
432
433
(a)
La production brute et nette de Syncrude
comprend du bitume exporté vers les installations de l’opérateur à
l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
Production brute de bitume de Syncrude (en
milliers de barils par jour)
2
-
2
-
Production nette de bitume de Syncrude (en
milliers de barils par jour)
2
-
1
-
(b)
Gaz converti en équivalent pétrole à
raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
(c)
Ventes de LGN arrondies à zéro en
2021.
Annexe V
Bénéfice (perte) net par
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
action ordinaire – résultat dilué
(a)
en millions de dollars
canadiens
dollars canadiens
2018
Premier trimestre
516
0,62
Deuxième trimestre
196
0,24
Troisième trimestre
749
0,94
Quatrième trimestre
853
1,08
Exercice
2 314
2,86
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Troisième trimestre
424
0,56
Quatrième trimestre
271
0,36
Exercice
2 200
2,88
2020
Premier trimestre
(188
)
(0,25
)
Deuxième trimestre
(526
)
(0,72
)
Troisième trimestre
3
-
Quatrième trimestre
(1 146
)
(1,56
)
Exercice
(1 857
)
(2,53
)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
Exercice
3 582
5,36
(a)
Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions
en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres
présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures
financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas
prescrites par les principes comptables généralement reconnus
(PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures
financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la
Securities and Exchange Commission, et d’« autres mesures
financières » en vertu du Règlement 52-112 sur l’information
concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et
d’autres mesures financières des Autorités canadiennes en valeurs
mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux
PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que
d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis.
Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres
mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées
selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par
conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement
comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne
devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux
PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation,
hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le
fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme
aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant
des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du
passif d’exploitation de la période. Les flux de trésorerie liés
aux activités d’exploitation figurant dans l’état consolidé des
flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière
la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. La direction croit qu’il est utile pour les
investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le
rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les
périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau
des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de
roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif
d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état
consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe
II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie
au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit
de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie
issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la
rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la
compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie
liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de
roulement
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
2 682
852
4 596
1 897
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(101
)
(41
)
594
(64
)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
2 783
893
4 002
1 961
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
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
2 682
852
4 596
1 897
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(333
)
(241
)
(637
)
(408
)
Produits de la vente d’actifs
102
35
126
42
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
(1
)
2
12
Flux de trésorerie disponible
2 452
645
4 087
1 543
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une
mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice
(perte) net total hors les événements non opérationnels
individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice
total de la compagnie d’au moins 100 millions de dollars au cours
d’un trimestre donné. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un
élément identifié pour un secteur individuel dans un trimestre
donné peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque
l’élément touche plusieurs secteurs ou plusieurs périodes. Le
bénéfice (perte) net figurant dans l’état consolidé des résultats
de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement
comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La
direction utilise ces chiffres pour améliorer la comparabilité des
activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et
retirant les événements non opérationnels importants des résultats
commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux
investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et
résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à
celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments
identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte)
net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier.
Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.
Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés
Il n’y a eu aucun élément identifié au deuxième trimestre ou en
cumul annuel pour 2022 et 2021.
Coûts d’exploitation (coûts financiers)
Les coûts d’exploitation sont une mesure financière non conforme
aux PCGR qui correspond au total des charges, déduction faite des
coûts de type hors trésorerie, y compris les postes Achats de
pétrole brut et de produits, Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant, Dépréciation et épuisement, Retraite non liée aux
services et avantages postérieurs au départ et Financement. Les
coûts d’exploitation comprennent ce qui suit : (1) Production et
fabrication; (2) Frais de vente et frais généraux; et (3)
Exploration, dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et
comme déclarés dans l’Annexe III du présent document. La somme de
ces postes de l’état des résultats sert d’indication des coûts
d’exploitation et ne représente pas les décaissements totaux de la
compagnie. Le total des dépenses figurant dans l’état consolidé des
résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus
directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs
comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la
trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.
Rapprochement des coûts
d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Total des dépenses
14 141
7 576
25 293
14 062
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
11 021
4 867
19 371
8 754
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
553
465
1 032
869
Dépréciation et épuisement
451
450
877
944
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
5
10
9
21
Financement
11
13
18
27
Total des coûts d’exploitation
2 100
1 771
3 986
3 447
Composants des coûts
d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Production et fabrication
1 908
1 569
3 567
3 054
Frais de vente et frais généraux
191
200
416
389
Exploration
1
2
3
4
Coûts d’exploitation
2 100
1 771
3 986
3 447
Contributions des segments au total des
coûts d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2022
2021
2022
2021
Secteur Amont
1 424
1 168
2 675
2 279
Secteur Aval
571
499
1 074
958
Produits chimiques
89
68
166
143
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
16
36
71
67
Coûts d’exploitation
2 100
1 771
3 986
3 447
Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires)
Les coûts d’exploitation unitaires constituent un ratio non
conforme aux PCGR. Les coûts d’exploitation unitaires (coûts
unitaires) sont calculés en divisant les coûts d’exploitation par
la production brute totale d’équivalent pétrole et sont calculés
pour le segment Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce
secteur. Les coûts d’exploitation, une mesure financière non
conforme aux PCGR, sont indiqués et rapprochés ci-dessus. Cette
mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts
de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la
compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur
Amont. Les coûts d’exploitation unitaires, comme utilisés par la
direction, ne correspondent pas directement à la définition des «
Coûts de production unitaires moyens » énoncée par la Securities
and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le
formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des coûts d’exploitation
unitaires
Deuxième trimestre
2022
2021
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 423
578
396
380
1 166
461
254
391
Frais de vente et frais généraux
-
-
-
-
-
-
-
-
Exploration
1
-
-
-
2
-
-
-
Coûts d’exploitation
1 424
578
396
380
1 168
461
254
391
Production brute d’équivalent pétrole
413
159
144
81
401
181
142
47
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires
(en dollars par baril d’équivalent
pétrole)
37,89
39,95
30,22
51,55
32,01
27,99
19,66
91,42
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
29,55
31,16
23,57
40,21
25,93
22,67
15,92
74,05
2022 0,78 dollar américain; 2021 0,81
dollar américain
Six mois
2022
2021
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
2 672
1 099
718
728
2 275
916
514
724
Frais de vente et frais généraux
-
-
-
-
-
-
-
-
Exploration
3
-
-
-
4
-
-
-
Coûts d’exploitation
2 675
1 099
718
728
2 279
916
514
724
Production brute d’équivalent pétrole
397
146
142
79
417
180
141
63
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
37,23
41,59
27,94
50,91
30,19
28,12
20,14
63,49
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
29,41
32,86
22,07
40,22
24,15
22,50
16,11
50,79
2022 0,79 dollar américain; 2021 0,80
dollar américain
(a) Le secteur Amont comprend la part de
l’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.
1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et
le rapprochement, voir l’annexe VI.
Source : Imperial
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