Imperial Oil Limited (TSX:IMO):
- L’accent a été mis sur la santé et la sécurité du personnel
tout en continuant d’approvisionner les Canadiens en énergie au
cours de la pandémie
- La COVID-19 et la dégradation du cours du pétrole brut en mars
ont affecté les résultats financiers
- Un ajustement proactif des plans d’affaires et du capital en
fonction de l’environnement du marché a été effectué
- La production à Kearl et le débit de la raffinerie à Strathcona
au premier trimestre constituent des records
- Une perte nette de 188 millions de dollars, comprenant des
charges hors trésorerie de 301 millions de dollars, est attribuable
à la faiblesse des cours en fin de trimestre
- Le flux de trésorerie généré par les activités de
l’exploitation s’est élevé à 423 millions de dollars
- Le solde de trésorerie s’établissait à 1,4 milliard de dollars
à la fin du premier trimestre et les liquidités sont élevées
- Le dividende trimestriel a été maintenu à 0,22 dollar par
action
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2020
2019
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(188)
293
-481
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
(0,25)
0,38
-0,63
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
331
529
-198
La pandémie de COVID-19 a créé une situation sans précédent pour
les entreprises, leurs employés, leurs clients et les communautés
qu’ils servent. L’Impériale soutient tous les Canadiens, les
particuliers et les entreprises qui ont relevé les défis posés par
ces circonstances difficiles, et travaille sans relâche pour
continuer de fournir des produits essentiels au bien-être de la
société.
« L’Impériale prend les mesures nécessaires pour assurer la
santé et la sécurité de son personnel et préserver l’intégrité de
ses activités dans ce contexte difficile qui évolue rapidement », a
déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration,
président et chef de la direction. « L’Impériale est en bonne
position pour résister à ce contexte commercial difficile et pour
en émerger plus forte quand la situation s’améliorera, en
s’appuyant sur la résilience de ses activités intégrées, son
portefeuille d’actifs de haute qualité, son excellente situation
financière et son inébranlable détermination à produire une valeur
à long terme, a poursuivi M. Corson. Je voudrais profiter de cette
occasion pour saluer le travail de toutes les personnes aux
premières lignes de la lutte contre la COVID-19, en particulier les
professionnels de la santé du pays et tous ceux qui soutiennent les
services essentiels. »
L’Impériale a enregistré une perte nette estimée à 188 millions
de dollars au premier trimestre de 2020, principalement attribuable
à la baisse des prix touchés dans le secteur amont et des charges
hors trésorerie de 301 millions de dollars, en grande partie
associées à la réévaluation des stocks de la société en fonction
des faibles cours du pétrole brut à la fin du trimestre. La
solidité du modèle d’affaires intégré de l’Impériale a été
manifeste au cours du trimestre, à la lumière des bons résultats
financiers du secteur aval.
Le rendement opérationnel au cours du trimestre a été mis en
évidence par les volumes élevés dans le secteur amont, soit 419 000
barils d’équivalent pétrole brut par jour. Kearl y a largement
contribué, ayant réalisé la meilleure production brute totale de
bitume de son histoire pour un premier trimestre, soit 226 000
barils par jour, comparativement à 180 000 barils par jour au
premier trimestre de 2019. L’Impériale a réalisé une production
brute moyenne d’équivalent pétrole de 248 000 barils par jour en
mars. Cela démontre l’amélioration de la production et de la
fiabilité réalisée grâce aux concasseurs supplémentaires qui sont
maintenant en service sur le site », a déclaré M. Corson.
Dans le secteur aval, le débit moyen de raffinage a été de 383
000 barils par jour au premier trimestre de 2020, soit une hausse
de 62 000 barils par jour par rapport au quatrième trimestre de
2019, fruit d’un moins grand nombre d’activités de révision
planifiée de la raffinerie et d’un débit record pour un premier
trimestre à la raffinerie de Strathcona.
En réaction aux répercussions de la pandémie et à la faiblesse
des prix des produits de base vers la fin du trimestre, l’Impériale
a pris des mesures pour alléger ses charges en 2020, notamment en
réduisant ses dépenses en immobilisations de 500 millions de
dollars par rapport aux lignes directrices antérieures et ses
charges d’exploitation de 500 millions de dollars par rapport à
2019. Ces ajustements sont axés sur une efficacité et un rythme du
travail et de l’exécution des projets permettant d’assurer la
sécurité et la fiabilité des activités dans le contexte économique
actuel. Néanmoins, comme nous en avons discuté plus en détail dans
la section « Conjoncture économique » du présent document, les
répercussions à court terme de la COVID-19 et le contexte
commercial actuel devraient affecter négativement la production du
secteur amont, l’utilisation des capacités de raffinage dans le
secteur aval ainsi que les ventes de produits de l’Impériale. Comme
l’ampleur en est très difficile à prévoir, l’approche de
planification en fonction de scénarios de l’Impériale consiste à
s’assurer de pouvoir réagir à un large éventail de
possibilités.
L’Impériale a terminé le premier trimestre avec une encaisse de
1,4 milliard de dollars et des liquidités élevées. Ce matin, le
conseil d’administration a déclaré un dividende de 0,22 dollar par
action pour le deuxième trimestre. « Notre modèle d’affaires
résilient et nos solides perspectives à long terme soutiennent la
priorité d’Impériale de verser un dividende fiable à nos
actionnaires, comme nous le faisons depuis de nombreuses années »,
a déclaré M. Corson.
Faits saillants du premier trimestre
- Une perte nette de 188 millions de dollars, ou de 0,25
dollar par action sur une base diluée, comparativement à un
bénéfice net de 293 millions de dollars, ou 0,38 dollar par action,
au premier trimestre de 2019, principalement attribuable à la
baisse des prix touchés dans le secteur amont et à des charges hors
trésorerie de 301 millions de dollars, en grande partie associées à
la réévaluation des stocks de pétrole brut de la compagnie aux prix
courants.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation se sont élevés à 423 millions de dollars,
comparativement à 1 003 millions de dollars au premier trimestre de
2019, une baisse attribuable principalement au recul des prix
réalisés dans le secteur amont et aux effets défavorables sur le
fonds de roulement.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 331 millions de dollars, comparativement à 529
millions de dollars au premier trimestre de 2019, principalement en
raison de la réduction des dépenses consacrées au projet Aspen et à
l’achèvement du projet de concasseurs supplémentaires à Kearl. Tel
qu’annoncé le 31 mars dernier, la compagnie a repéré des occasions
de réduire ses dépenses à court terme, de se concentrer sur des
initiatives de grande valeur, mais requérant peu de capital, ce qui
a permis de réviser ses perspectives de capital, maintenant de 1,1
milliard à 1,2 milliard de dollars pour 2020, alors qu’elles
étaient de 1,6 milliard à 1,7 milliard de dollars selon les lignes
directrices initiales.
- La société a distribué 438 millions de dollars aux
actionnaires au premier trimestre de 2020, dont 164 millions de
dollars en dividendes et 274 millions de dollars en achats
d’actions. Compte tenu de la situation actuelle dans le secteur,
l’Impériale a suspendu les rachats d’action dans le cours normal
des activités le 1er avril 2020.
- La production s’est élevée en moyenne à 419 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, contre 388 000 barils par
jour à la même période en 2019, principalement en raison du
rendement record à Kearl au premier trimestre.
- La production brute de bitume au site de Kearl s’est élevée
en moyenne à 226 000 barils par jour (la part de l’Impériale se
chiffrant à 160 000 barils), contre 180 000 barils par jour (la
part de l’Impériale se chiffrant à 127 000 barils) au cours du
premier trimestre de 2019. La hausse de la production est
principalement attribuée à l’accélération des installations de
concassage supplémentaires au cours du premier trimestre de
2020.
- La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake
s’est établie à 140 000 barils par jour, comparativement à 145
000 barils par jour pour la même période en 2019, ce qui concorde
avec les lignes directrices antérieures.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude a été de 73 000 barils par jour en moyenne, contre 78
000 barils par jour pour la même période en 2019. La production de
Syncrude a été affectée par un entretien non planifié qui a été
partiellement terminé au cours du trimestre et sera achevé au cours
du deuxième trimestre.
- Les livraisons par l’intermédiaire du terminal ferroviaire
d’Edmonton se sont chiffrées en moyenne à 97 000 barils par jour au
cours du premier trimestre de 2020, en hausse par rapport à 53
000 barils par jour au quatrième trimestre de 2019. Les livraisons
ont atteint un sommet en février et ont diminué vers la fin du
trimestre.
- Le débit moyen des raffineries était de 383 000 barils par
jour, un chiffre inchangé par rapport au premier trimestre de
2019, la raffinerie de Strathcona atteignant un record pour un
premier trimestre en matière de débit de raffinage et de production
d’asphalte.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 462 000 barils
par jour, contre 477 000 barils par jour au premier trimestre
de 2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est
principalement attribuable à la baisse de la demande en mars liée à
la pandémie de COVID-19.
- Les revenus nets du secteur Produits chimiques se sont
chiffrés à 21 millions de dollars pour le trimestre,
comparativement à 34 millions de dollars pour la même période en
2019.
- L’Impériale a publié un rapport sur la durabilité. Ce
rapport fournit des renseignements approfondis sur des sujets
relatifs à l’environnement, à la société et à la gouvernance envers
lesquels la compagnie s’est engagée. Il contient également de
l’information sur les technologies de pointe qui pourraient réduire
de 25 % à 90 % l’intensité des émissions de gaz à effet de serre
dans les nouvelles installations de production de sables
pétrolifères.
Comparaison des premiers trimestres de 2020 et de
2019
La compagnie a enregistré une perte nette de 188 millions de
dollars, soit 0,25 dollar par action sur une base diluée, au
premier trimestre de 2020, comparativement à un bénéfice net de 293
millions de dollars, soit 0,38 dollar par action, à la même période
en 2019. En raison d’une baisse importante du prix des produits de
base à la fin de mars, les résultats du premier trimestre de 2020
comprennent des charges hors trésorerie de 281 millions de dollars
associées à la réévaluation des stocks de la compagnie et de 20
millions de dollars associées à une dépréciation de l’écart
d’acquisition.
Le secteur amont a enregistré une perte nette de 608 millions de
dollars au premier trimestre de 2020, comparativement à un bénéfice
net de 58 millions de dollars à la même période en 2019,
représentant des charges hors trésorerie de 229 millions de dollars
associées à la réévaluation des stocks de la compagnie et de 20
millions de dollars associées à une dépréciation de l’écart
d’acquisition. Les résultats ont subi l’incidence négative d’une
réduction d’environ 630 millions de dollars des prix touchés pour
le pétrole brut, en partie contrebalancée par la baisse des
redevances d’environ 110 millions de dollars et par des effets de
change favorables d’environ 50 millions de dollars.
Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à
45,78 dollars américains le baril au premier trimestre de 2020,
contre 54,90 dollars américains le baril au trimestre correspondant
de 2019. Le prix moyen du Western Canada Select (WCS) s’est établi
à 25,60 dollars américains le baril et à 42,44 dollars américains
le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel WTI et WCS s’est
élargi au cours du premier trimestre de 2020 pour s’établir en
moyenne à environ 20 dollars américains le baril pour le trimestre,
comparativement à environ 12 dollars américains le baril au
trimestre correspondant de 2019.
Le dollar canadien valait en moyenne 0,74 dollar américain au
premier trimestre de 2020, soit une baisse de 0,01 dollar américain
par rapport au premier trimestre de 2019.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a diminué au cours du trimestre, principalement en raison
de la baisse du prix moyen du WCS. Le prix moyen touché pour le
bitume s’est établi à 18,08 dollars le baril pour le premier
trimestre de 2020, comparativement à 48,85 dollars le baril au
premier trimestre de 2019. Le prix moyen que la compagnie a touché
en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué de
façon générale de même que le WTI, ajusté selon les variations des
taux de change et des frais de transport. Le prix touché pour le
pétrole brut synthétique s’est établi en moyenne à 58,94 dollars le
baril au premier trimestre de 2020, comparativement à 69,34 dollars
le baril à la période correspondante de 2019.
La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en
moyenne à 226 000 barils par jour au premier trimestre (la part de
l’Impériale se chiffrant à 160 000 barils), en hausse par rapport à
180 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 127
000 barils) au premier trimestre de 2019. La hausse de la
production est principalement attribuée à l’accélération des
installations de concassage supplémentaires au cours du premier
trimestre de 2020.
La production brute moyenne de bitume à Cold Lake s’est établie
à 140 000 barils par jour au premier trimestre, comparativement à
145 000 barils par jour pour la période correspondante de 2019.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est élevée en moyenne à 73 000 barils par jour, contre
78 000 barils par jour au premier trimestre de 2019. La production
de Syncrude a été affectée par un entretien non planifié qui a été
partiellement terminé au cours du trimestre et sera achevé au cours
du deuxième trimestre.
Les revenus nets du secteur aval se sont élevés à 402 millions
de dollars au premier trimestre de 2020, comparativement à 257
millions de dollars pour la période correspondante de 2019.
L’amélioration des résultats résulte d’une hausse des marges
d’environ 190 millions de dollars et d’un recul des coûts liés aux
incidents de fiabilité d’environ 50 millions de dollars,
partiellement contrebalancés par une diminution des volumes de
ventes d’environ 50 millions de dollars et par de la charge hors
trésorerie de 52 millions de dollars associés à la réévaluation des
stocks de la compagnie.
Le débit moyen des raffineries était de 383 000 barils par jour,
tout comme au trimestre correspondant de 2019. L’utilisation de la
capacité de production a été de 91 % aux premiers trimestres de
2020 et de 2019.
Les ventes de produits pétroliers étaient de 462 000 barils par
jour, par rapport à 477 000 barils par jour au premier trimestre de
2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est
principalement attribuable à la baisse de la demande en mars liée à
la pandémie de COVID-19.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 21
millions de dollars au premier trimestre, comparativement à 34
millions de dollars au trimestre correspondant de 2019.
Les charges du siège social et autres charges ont affiché un
solde de 3 millions de dollars au premier trimestre,
comparativement à 56 millions de dollars pour le trimestre
correspondant de 2019, principalement en raison de la baisse des
charges liées à la rémunération à base d’actions.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 423 millions de dollars au premier trimestre,
comparativement à 1 003 millions de dollars pour la période
correspondante de 2019, reflétant principalement la baisse des prix
touchés dans le secteur amont et les effets défavorables sur le
fonds de roulement.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 308 millions de dollars au premier trimestre,
comparativement à 463 millions de dollars pour la période
correspondante de 2019, reflétant principalement une diminution des
acquisitions d’immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement
s’élevaient à 445 millions de dollars au cours du premier
trimestre, comparativement à 517 millions de dollars au cours du
premier trimestre de 2019. Les dividendes versés au premier
trimestre de 2020 totalisaient 164 millions de dollars. Le
dividende par action versé au premier trimestre s’est élevé à 0,22
dollar, une hausse par rapport à 0,19 dollar pour la période
correspondante de 2019. Au cours du premier trimestre, la compagnie
a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 9,8
millions d’actions pour 274 millions de dollars, ce qui comprend
les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation. Au
premier trimestre de 2019, la compagnie a acheté environ 10
millions d’actions pour 361 millions de dollars.
Le solde de trésorerie s’établissait à 1 388 millions de dollars
au 31 mars 2020, comparativement à 1 011 millions de dollars à la
fin du premier trimestre de 2019.
Le 31 mars 2020, la compagnie a annoncé par communiqué de presse
la suspension de son programme d’achat d’actions à compter du 1er
avril 2020. La compagnie a acheté 28 697 514 actions ordinaires sur
38 211 086 actions ordinaires admissibles dans le cadre de l’offre
publique de rachat dans le cours normal des activités, qui expirera
le 26 juin 2020, y compris des actions achetées à Exxon Mobil
Corporation. Les plans de rachat peuvent être modifiés à tout
moment sans préavis.
Le 1er janvier 2020, l’Impériale a adopté la norme du Financial
Accounting Standards Board intitulée Financial Instruments – Credit
Losses (Topic 326), comme modifiée. L’adoption de cette mise à jour
n’a pas eu d’incidence importante sur les états financiers de la
compagnie, et son effet cumulatif a été négligeable.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Conjoncture économique
Au cours du premier trimestre de 2020, deux effets perturbateurs
importants ont touché l’équilibre de l’offre et de la demande de
produits pétroliers et pétrochimiques. En ce qui concerne la
demande, la pandémie de COVID-19 s’étant propagée rapidement au
Canada comme dans le reste du monde, les activités commerciales et
de consommation ont fortement diminué, et la demande locale et
mondiale de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers
a chuté. Cette baisse de la demande a coïncidé avec l’annonce d’une
augmentation de la production dans certains des principaux pays
producteurs de pétrole, ce qui a fait fléchir les prix du brut, du
gaz naturel et des produits pétroliers. Dans ce contexte
d’incertitude économique, les marchés financiers du monde entier
ont connu une volatilité et des perturbations importantes, qui ont
parfois eu une incidence négative sur l’efficacité des marchés du
crédit et sur les réserves de liquidités.
En réaction à cette situation, la compagnie a annoncé des
réductions importantes de ses dépenses en immobilisations et de ses
charges d’exploitation prévues en 2020. Par conséquent, l’on
s’attend à des dépenses en immobilisations et à des frais
d’exploration totalisant entre 1,1 milliard de dollars et 1,2
milliard de dollars en 2020, alors qu’on avait précédemment annoncé
de 1,6 milliard à 1,7 milliard de dollars. De plus, l’Impériale a
repéré des occasions de réduire ses charges d’exploitation en 2020
de 500 millions de dollars par rapport à 2019.
À la fin de mars 2020, le solde de trésorerie de la compagnie
s’élevait à 1,4 milliard de dollars. La solidité financière de
l’Impériale constitue un avantage concurrentiel stratégiquement
important. Bien que les fonds générés à l’interne couvrent la
majorité de ses besoins financiers, l’Impériale peut prolonger son
programme de papier commercial, accéder aux marchés financiers pour
émettre des titres d’emprunt à long terme ou puiser dans ses lignes
de crédit inutilisées pour renforcer ses liquidités.
À court terme, l’on s’attend à ce que l’impact de la COVID-19 et
l’évolution de l’offre et de la demande dans la conjoncture aient
des répercussions négatives sur les résultats financiers et
d’exploitation de l’Impériale. Si la conjoncture du secteur à
l’approche de la clôture du premier trimestre persiste pendant une
longue période, la compagnie s’attend à des prix réalisés
inférieurs pour ses produits, ce qui se traduira par une baisse du
bénéfice et des flux de trésorerie provenant de l’exploitation par
rapport aux périodes précédentes. En réaction à la conjoncture
économique, la compagnie prévoit d’exploiter certains actifs à des
taux réduits au deuxième trimestre de 2020. La compagnie a devancé
le début de la révision planifiée à Kearl et prolongé sa durée dans
le but de réduire les effectifs sur place et de mieux arrimer la
production à court terme à la demande. Ainsi, la révision débutera
au début de mai et se poursuivra jusqu’à la fin de juin et devrait
réduire la production brute totale à Kearl à environ 150 000 barils
par jour en moyenne au deuxième trimestre de 2020. Concernant
Syncrude, les activités de révision de la cokéfaction, précédemment
reportées au troisième trimestre, débuteront au deuxième trimestre.
Par conséquent, on prévoit une diminution de la production de
Syncrude, qui passera à une moyenne de 45 000 à 50 000 barils par
jour (la part de l’Impériale) au deuxième trimestre de 2020. De
plus, la compagnie continue d’évaluer le calendrier et la portée
des autres activités de révision planifiée dans l’ensemble de la
compagnie. Ces activités seront gérées de manière à assurer la
santé et la sécurité du personnel sur le site. Les taux
d’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits
pétroliers ont été réduits à la fin du premier trimestre de 2020,
en raison de la baisse importante de la demande de produits
pétroliers au Canada, et l’on s’attend à ce qu’ils demeurent plus
bas au deuxième trimestre de 2020 qu’aux périodes précédentes.
Cependant, il y a beaucoup d’incertitude quant à la durée et la
sévérité de la baisse de la demande qu’entraînent la COVID-19 et le
contexte commercial actuel, et les futures tendances de l’offre et
de la demande sont intrinsèquement difficiles à prévoir.
Bien que le point de vue de la compagnie sur les fondements de
l’offre et de la demande à long terme n’ait pas considérablement
changé, la possibilité de futures réductions dans son intervalle de
prix à long terme pourrait faire peser un risque de dépréciation
sur une partie de ses actifs à long terme. Cependant, comme les
prix des matières premières, ainsi que la relation entre les prix
et les coûts dans le secteur pétrolier, sont intrinsèquement
difficiles à prévoir, il n’est pas possible d’évaluer
raisonnablement la possibilité ou l’intervalle des futures pertes
de valeur comptabilisées liées aux actifs à long terme de la
compagnie.
Comme divulgué dans le formulaire 10-K 2019, les faibles cours
du pétrole brut et du gaz naturel peuvent affecter les réserves
prouvées de la compagnie, tel qu’il est mentionné en vertu des
règles de la Securities and Exchange Commission des États-Unis
(SEC). Si les cours observés vers la fin du premier trimestre
persistent tout le reste de l’année, certaines quantités de pétrole
brut et de gaz naturel pourraient, à la fin de l’exercice 2020, ne
pas être considérées comme des « réserves prouvées », selon la
définition de ce terme par la SEC. Comme plusieurs facteurs peuvent
affecter les estimations des réserves prouvées, notamment
l’achèvement de projets de développement, le rendement des
gisements, les approbations réglementaires, les politiques
gouvernementales, les préférences de consommation et des variations
du montant et du moment des investissements en capital, le régime
de redevances et les changements importants des prix du pétrole et
du gaz à long terme, il n’est pas possible d’estimer
raisonnablement l’ampleur des futures révisions potentielles des
réserves prouvées de la compagnie rapportées à la fin de l’exercice
2020.
La compagnie a pris des mesures conformes aux lignes directrices
et aux restrictions fédérales et provinciales pour limiter les
infections par la COVID-19 parmi ses employés, ses sous-traitants
et la population en général, et, à titre de fournisseur de services
essentiels, a poursuivi ses activités afin d’assurer aux clients un
approvisionnement fiable en produits. D’autres mesures ont été
instaurées dans l’ensemble de la compagnie, par exemple des tests
volontaires de dépistage de la COVID-19 et des horaires de travail
modifiés dans des camps en région éloignée. La compagnie dispose de
solides plans de continuité des activités qui ont été mis en œuvre
pour réduire au minimum les effets de la COVID-19 sur la
productivité de ses effectifs.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des
situations ou événements futurs, y compris les prévisions, les
objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires,
sont des énoncés prévisionnels. Les énoncés prospectifs peuvent
être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, avoir
l’intention de, proposer, planifier, objectif, viser, projeter,
prévoir, cibler, estimer, s’attendre à, stratégie, perspectives,
calendrier, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et
d’autres termes semblables faisant référence à des périodes
futures. Les énoncés prospectifs dans le présent communiqué
comprennent, sans s’y limiter, des mentions de la capacité de
maintenir l’approvisionnent en carburant pour les Canadiens durant
la pandémie de COVID-19; des conséquences de l’ajustement des plans
d’affaires et du capital; des mesures pour assurer la santé et la
sécurité du personnel et l’intégrité des activités; de la bonne
position pour résister à ce contexte commercial difficile et pour
en émerger plus forte quand la situation s’améliorera; des
répercussions à court terme de la COVID-19 et de l’environnement
commercial, y compris des effets négatifs sur la production dans le
secteur Amont, sur l’utilisation de la capacité de raffinage dans
le secteur Aval et sur les ventes de produits; de l’efficacité de
la planification en fonction de scénarios; de la capacité de
continuer de verser un dividende fiable; des perspectives de
capital ajustées de 1,1 milliard à 1,2 milliard de dollars pour
2020; de l’achèvement de l’entretien non planifié à Syncrude au
deuxième trimestre; des effets de technologies avancées sur
l’intensité des émissions de gaz à effet de serre; des achats
prévus dans le cadre du programme de rachat d’actions; des
réductions du capital et des charges d’exploitation en raison du
contexte commercial actuel; de la solidité financière de la
compagnie en tant qu’avantage concurrentiel, notamment de sa
capacité à satisfaire ses besoins financiers à l’aide de fonds
générés à l’interne, et de mesures potentielles visant à renforcer
ses liquidités; des conséquences potentielles de la prolongation de
la conjoncture actuelle dans l’industrie, dont diminution du
bénéfice, réduction des flux de trésorerie provenant de
l’exploitation ainsi que baisse des taux des actifs d’exploitation;
des changements au calendrier et à la durée des activités de
révision à Kearl et à Syncrude, et de la diminution de la
production attendue au deuxième trimestre; du calendrier et de la
portée des activités de révision planifiée dans l’ensemble de la
compagnie; de la baisse attendue des taux d’utilisation de la
capacité de raffinage et des ventes de produits pétroliers au
deuxième trimestre; du point de vue de la compagnie sur les
fondements de l’approvisionnement à long terme; des conséquences de
futures diminutions des prix à long terme, dont la dépréciation des
actifs à long terme; des conséquences d’une baisse prolongée des
prix du pétrole et du gaz naturel sur les réserves prouvées, selon
les règles de la SEC; des répercussions des mesures prises contre
la COVID-19.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes,
estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au
moment où les énoncés sont faits. Les éléments suivants pourraient
différer sensiblement selon un certain nombre de facteurs :
résultats financiers et d’exploitation futurs réels, y compris
attentes et hypothèses concernant la croissance de la demande, la
source d’énergie, l’approvisionnement en énergie et le bouquet
énergétique; prix des produits de base, taux de change et
conditions générales du marché; taux de production, croissance et
composition de la production; plans de projet, calendrier et coûts
des projets, évaluations techniques et capacités techniques, ainsi
que capacité de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à
exploiter ses actifs; progression de la COVID-19 et ses
répercussions sur la capacité de l’Impériale à exploiter ses
actifs, y compris lors de la fermeture éventuelle de ses
installations en raison d’éclosions de COVID-19; capacité de la
compagnie d’exécuter efficacement ses plans de continuité des
activités et de mener ses activités d’intervention en cas de
pandémie; capacité de la compagnie de réaliser des économies de
coûts et d’ajuster le travail de maintenance; adoption et effets de
nouvelles installations ou technologies, notamment sur les
réductions de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre;
utilisation des capacités de raffinage et ventes de produits; lois
applicables et politiques gouvernementales, y compris réduction de
la production et restrictions en réponse à la COVID-19; sources de
financement et structure du capital, y compris capacité d’émettre
une dette à long terme; ainsi que dépenses en capital et liées à
l’environnement.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou
locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de
produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les
incidences sur les prix, les écarts et les marges qui en résultent,
y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce
qui concerne les niveaux d’approvisionnement et les prix et
l’incidence de la COVID-19 sur la demande; les conditions
économiques générales; la disponibilité et la répartition du
capital; les taux de change; le transport pour accéder aux marchés;
les événements politiques ou réglementaires, y compris les
changements apportés aux lois ou aux politiques gouvernementales,
comme la réduction de la production et les actions en réponse à la
COVID-19; la disponibilité et le rendement des fournisseurs de
services tiers, y compris à la lumière des restrictions liées à la
COVID-19; l’efficacité de la gestion et la préparation aux
interventions en cas de sinistre, y compris les plans de continuité
des activités en réponse à la COVID-19; les risques
environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de
production pétrolières et gazières; la réglementation
environnementale, y compris en ce qui concerne les changements
climatiques et les gaz à effet de serre, ainsi que les
modifications qui y sont apportées; les difficultés techniques ou
opérationnelles imprévues; la gestion de projets, les calendriers
et l’achèvement en temps opportun des projets; les résultats des
programmes de recherche et les nouvelles technologies, ainsi que la
capacité de fournir de nouvelles technologies à une échelle
commerciale à un coût concurrentiel; les dangers et risques
opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité, y compris la
dépendance accrue aux ententes de travail à distance et
l’activation des plans de continuité des activités en raison de la
COVID-19; ainsi que d’autres facteurs abordés au point 1A, facteurs
de risque, et dans le rapport de gestion au point 7 du rapport
annuel le plus récent de la Compagnie pétrolière Impériale Ltée sur
formulaire 10-K et les rapports provisoires subséquents sur
formulaire 10-Q.
Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à la Compagnie pétrolière Impériale
Ltée. Les résultats réels de l’Impériale peuvent être sensiblement
différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés
prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier
aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise
à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus aux
présentes, sauf si la loi l’exige.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce rapport peut
renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
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 ses domaines d’activité.
Annexe I
Trois mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2020
2019
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
6 690
7 982
Total des dépenses
6 945
7 584
Bénéfice (perte) avant impôts
(255
)
398
Impôts sur le bénéfice
(67
)
105
Bénéfice (perte) net
(188
)
293
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
(0,25
)
0,38
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
(0,25
)
0,38
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
6
(4
)
Total des actifs au 31 mars
40 413
42 497
Total du passif au 31 mars
5 198
5 174
Capitaux propres au 31 mars
23 570
24 319
Capital utilisé au 31 mars
28 789
29 521
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
162
147
Par action ordinaire (en dollars)
0,22
0,19
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 31 mars
734,1
772,6
Moyenne – compte tenu d’une dilution
740,9
779,8
Annexe II
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2020
2019
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
1 388
1 011
Bénéfice (perte) net
(188
)
293
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
453
390
Dépréciation d’actifs incorporels
20
-
(Gain) perte à la vente d’actifs
(7
)
5
Dépréciation de l’inventaire à la valeur
marchande courante
281
-
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
43
(4
)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(179
)
319
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
423
1 003
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(308
)
(463
)
Produits associés à la vente d’actifs
9
22
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(445
)
(517
)
Annexe III
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2020
2019
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
(608
)
58
Secteur Aval
402
257
Produits chimiques
21
34
Comptes non sectoriels et autres
(3
)
(56
)
Bénéfice (perte) net
(188
)
293
Produits et autres revenus
Secteur Amont
2 374
3 188
Secteur Aval
5 379
5 932
Produits chimiques
260
323
Éliminations / Comptes non sectoriels et
autres
(1 323
)
(1 461
)
Produits et autres revenus
6 690
7 982
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 650
1 586
Secteur Aval
3 769
4 582
Produits chimiques
140
193
Éliminations
(1 333
)
(1 466
)
Achats de pétrole brut et de produits
4 226
4 895
Dépenses de production et de
fabrication
Secteur Amont
1 108
1 156
Secteur Aval
408
381
Produits chimiques
63
58
Éliminations
-
-
Dépenses de production et de
fabrication
1 579
1 595
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
231
372
Secteur Aval
76
129
Produits chimiques
9
17
Comptes non sectoriels et autres
15
11
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
331
529
Frais d’exploration imputés au bénéfice
inclus ci-dessus
1
33
Annexe IV
Données d’exploitation
Trois mois
2020
2019
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
160
127
Cold Lake
140
145
Syncrude
73
78
Classique
15
12
Total de la production de pétrole brut
388
362
LGN mis en vente
2
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
390
364
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
176
145
Production d’équivalent pétrole brut
(a)
419
388
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
154
124
Cold Lake
134
123
Syncrude
71
69
Classique
14
11
Total de la production de pétrole brut
373
327
LGN mis en vente
1
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
374
329
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
172
143
Production nette d’équivalent pétrole
(a)
403
353
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
220
177
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
191
190
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour)
2
7
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
18,08
48,85
Pétrole synthétique (le baril)
58,94
69,34
Pétrole brut classique (le baril)
41,49
52,11
LGN (le baril)
9,26
34,39
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
1,77
2,88
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
383
383
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
91
91
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
232
240
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
179
182
Mazout lourd
13
18
Huiles lubrifiantes et autres produits
38
37
Ventes nettes de produits pétroliers
462
477
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
186
195
(a) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions
de pieds cubes pour mille barils.
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
2016
Premier trimestre
(101
)
(0,12
)
Deuxième trimestre
(181
)
(0,21
)
Troisième trimestre
1 003
1,18
Quatrième trimestre
1 444
1,70
Exercice
2 165
2,55
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
)
(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.
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