- Bénéfice net trimestriel de 1 225 millions de dollars
- Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 789
millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation hors le fonds de roulement1 de 1 650 millions de
dollars
- Production trimestrielle totale à Kearl de 299 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se
chiffrant à 212 000 barils) et production totale brute pour
l’exercice complet de 281 000 barils par jour, la plus élevée
jamais enregistrée (la part de L’Impériale se chiffrant à 200 000
barils)
- Production trimestrielle à Cold Lake de 157 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour et production pour l’exercice
complet de 148 000 barils par jour, étayée par les solides
résultats de Grand Rapids
- Production trimestrielle du secteur Amont de 460 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, et production annuelle de 433
000 barils, la plus élevée depuis plus de 30 ans
- Solide rendement d’exploitation du secteur Aval, avec une
utilisation de la capacité de raffinage de 95 pour cent pour le
trimestre et de 92 pour cent pour l’exercice, dans l’extrémité
supérieure des lignes directrices de la compagnie
- Distribution de près de 1,8 milliard de dollars aux
actionnaires au trimestre dans le cadre de rachats d’actions et de
dividendes
- Augmentation des dividendes trimestriels de 20 pour cent, de 60
cents à 72 cents par action
L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
∆
2024
2023
∆I
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 225
1 365
(140)
4 790
4 889
(99)
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,37
2,47
(0,10)
9,03
8,49
+0,54
Dépenses en immobilisations et
frais d’exploration
423
469
(46)
1 867
1 778
+89
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au quatrième
trimestre de 1 225 millions de dollars, comparativement à un
bénéfice net de 1 237 millions de dollars au troisième trimestre de
2024, attribuable essentiellement à une baisse des prix obtenus,
partiellement compensée par une hausse de la production et une
utilisation accrue de la capacité de raffinage du secteur Aval. Les
flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation
se sont élevés à 1 789 millions de dollars, en hausse par rapport à
1 487 millions de dollars au troisième trimestre de 2024. Les flux
de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du
fonds de roulement1, se sont élevés à 1 650 millions de dollars,
comparativement à 1 797 millions de dollars au troisième trimestre
de 2024. Le revenu net estimé pour l’exercice complet s’est élevé à
4 790 millions de dollars, avec des flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation de 5 981 millions de dollars. Les flux de
trésorerie liés aux activités d’exploitation pour l’exercice
complet, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 6
476 millions de dollars.
« Nos solides résultats financiers en 2024 sont attribuables à
un rendement de l’exploitation exceptionnel. Je suis fier de la
capacité de L’Impériale à respecter tous ses engagements en matière
de volumes pour 2024, y compris un nouveau record de production
annuelle à Kearl. Le rendement du secteur Aval et celui de Cold
Lake étaient situés dans l’extrémité supérieure des lignes
directrices de la compagnie, étayés par une excellente exécution
des activités d’entretien et une solide production à Grand Rapids
», a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration,
président et chef de la direction.
La production du secteur Amont au quatrième trimestre s’est
établie en moyenne à 460 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, soit la production trimestrielle la plus élevée depuis plus
de 30 ans, après rajustement pour tenir compte de la vente de XTO
Energy Canada. Le rendement au quatrième trimestre a contribué à la
production annuelle de 433 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, la plus élevée depuis plus de 30 ans. À Kearl, la production
brute totale s’est établie en moyenne à 299 000 barils par jour (la
part de L’Impériale se chiffrant à 212 000 barils), contribuant à
une production record pour l’exercice complet de 281 000 barils par
jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 200 000 barils), avec
des charges décaissées unitaires1 inférieures à l’objectif déclaré
de la compagnie. À Cold Lake, la production brute
trimestrielle s’est établie en moyenne à 157 000 barils par jour, y
compris une production supérieure aux attentes de 22 000 barils par
jour provenant de Grand Rapids, qui utilise la technologie SGSIV
avec adjonction de solvant. La quote-part de la compagnie dans la
production trimestrielle de Syncrude s’est établie en moyenne à 81
000 barils bruts par jour.
Le débit du secteur Aval pour le trimestre s’est élevé en
moyenne à 411 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la
capacité des raffineries de 95 pour cent, même avec l’exécution des
activités d’entretien à Nanticoke. Les ventes de produits
pétroliers se sont élevées en moyenne à 458 000 barils par jour. Le
débit pour l’exercice complet s’est établi dans l’extrémité
supérieure des lignes directrices de la compagnie, avec 399 000
barils par jour, une capacité d’utilisation de 92 pour cent et des
ventes de produits pétroliers de 466 000 barils par jour. Les
travaux de la plus grande installation de diesel renouvelable au
Canada se sont poursuivis dans la raffinerie de Strathcona, avec
une date de démarrage prévue au milieu de 2025.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué au total 1,8
milliard de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes et de
rachats d’actions accélérés dans le cadre du programme annuel
d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la
compagnie. La compagnie annonce également une augmentation du
dividende du premier trimestre de 12 cents par action à 72 cents
par action.
« Notre augmentation de 20 % du dividende reflète la confiance
dans nos plans en ce début d’année 2025, avec une forte dynamique
opérationnelle soutenue par la croissance de la production du
secteur Amont, une solide utilisation du secteur Aval et des
efforts continus pour réduire les dépenses », a déclaré Corson.
Faits saillants du quatrième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 225 millions de dollars, ou
2,37 dollars par action sur une base diluée, comparativement à
1 365 millions de dollars, ou 2,47 dollars par action, au quatrième
trimestre de 2023.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 1 789 millions de dollars, comparativement à 1
311 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023. Les flux de
trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de
roulement1, se sont élevés à 1 650 millions de dollars,
comparativement à 1 799 millions de dollars au quatrième trimestre
de 2023.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 423 millions de dollars, comparativement à 469
millions de dollars au quatrième trimestre de 2023.
- La compagnie a distribué 1 792 millions de dollars aux
actionnaires au quatrième trimestre de 2024, dont 317 millions
de dollars de dividendes et 1 475 millions de dollars en rachats
d’actions accélérés.
- La production s’est établie en moyenne à 460 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production
trimestrielle la plus élevée depuis plus de 30 ans, après
rajustement pour tenir compte de la vente de XTO Energy Canada, en
hausse par rapport aux 452 000 barils bruts d’équivalent pétrole
par jour au cours de la même période en 2023, principalement
attribuable à Grand Rapids.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 299 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 212 000 barils), comparativement à 308
000 barrels par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 218 000
barils), au quatrième trimestre de 2023.
- La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en
moyenne à 157 000 barils par jour, en hausse par rapport aux
139 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2023,
principalement attribuable à Grand Rapids.
- Le projet de réaménagement SGSIV Leming est en bonne
voie pour démarrer à la fin de 2025, avec une production maximale
prévue d’environ 9 000 barils 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,
comparativement à 85 000 barils par jour au quatrième trimestre de
2023.
- Le débit moyen des raffineries a été de 411 000 barils par
jour, en hausse par rapport aux 407 000 barils par jour au
quatrième trimestre de 2023. Le taux d’utilisation de la capacité
s’est situé à 95 pour cent, en hausse par rapport à 94 pour cent au
quatrième trimestre de 2023.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 458 000
barils par jour, comparativement à 476 000 barils par jour au
quatrième trimestre de 2023, principalement attribuable à la
diminution du volume des ventes en gros.
- Les travaux de la plus grande installation de diesel
renouvelable au Canada se sont poursuivis dans la raffinerie de
Strathcona, avec une date de démarrage prévue au milieu de
2025.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 21
millions de dollars pour le trimestre, en hausse par rapport
aux 17 millions de dollars au quatrième trimestre de 2023.
Contexte commercial récent
Au cours du quatrième trimestre, les prix du brut ont baissé par
rapport au troisième trimestre, reflétant l’incertitude des
équilibres entre l’offre et la demande. Le différentiel WTI/WCS
canadien est resté stable par rapport au troisième trimestre, et la
moyenne pour l’exercice complet a été plus étroite par rapport à la
moyenne pour l’exercice complet 2023. Les marges de raffinage de
l’industrie ont diminué par rapport au troisième trimestre en
raison de l’augmentation de l’offre.
Résultats d’exploitation Comparaison des quatrièmes
trimestres de 2024 et 2023
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 225
1 365
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,37
2,47
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2024
770
90
100
(90)
8
878
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de
7,53 $ le baril, cela étant principalement attribuable au
resserrement du différentiel WTI/WCS et à la baisse des coûts des
diluants. Cette hausse a été partiellement contrebalancée par la
baisse des prix de référence. Les prix obtenus pour le pétrole brut
synthétique ont chuté de 6,27 $ le baril, cela étant principalement
attribuable à la baisse du WTI et au resserrement du différentiel
synthétique/WTI.
Volumes : L’augmentation des volumes est principalement
attribuable à la production de Grand Rapids à Cold Lake.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix et des volumes.
Autres : Attribuable essentiellement aux effets de change
favorables d’environ 60 millions de dollars.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Quatrième trimestre
En dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
West Texas Intermediate (en
dollars américains le baril)
70,30
78,54
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
57,73
56,80
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
12,57
21,74
Bitume (le baril)
71,58
64,05
Pétrole brut synthétique (le
baril)
99,10
105,37
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,72
0,73
Production
Quatrième trimestre
en milliers de barils par
jour
2024
2023
Kearl (part de L’Impériale)
212
218
Cold Lake
157
139
Syncrude (a)
81
85
Production brute totale de Kearl
(en milliers de barils par jour)
299
308
(a)
Au quatrième trimestre de 2023, la production brute de Syncrude
comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour et
d’autres produits qui étaient exportés vers les installations de
l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
La hausse de la production à Cold Lake est principalement
attribuable à Grand Rapids.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
595
(280)
41
356
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 70
millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Quatrième trimestre
en milliers de barils par jour,
sauf indication contraire
2024
2023
Débit des raffineries
411
407
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
95
94
Ventes de produits pétroliers
458
476
Le débit des raffineries au quatrième trimestre de 2024 reflète
l’impact des activités d’entretien planifiées à la raffinerie de
Nanticoke. Le débit des raffineries au quatrième trimestre de 2023
reflétait l’impact des activités d’entretien planifiées à la
raffinerie de Sarnia.
La baisse des ventes de produits pétroliers était principalement
attribuable à la diminution du volume des ventes en gros.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
17
(10)
14
21
Comptes non sectoriels et autres
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(30)
(17)
Situation de trésorerie et sources de financement
Quatrième trimestre
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
1 789
1 311
Activités d’investissement
(404)
(411)
Activités de financement
(1 896)
(2 752)
Augmentation (diminution) de
trésorerie et des équivalents de trésorerie
(511)
(1 852)
Trésorerie et équivalents de
trésorerie à la fin de la période
979
864
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement les effets favorables du fonds de
roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement une baisse des ajouts aux immobilisations
corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
Dividendes versés
317
288
Dividende par action versé (en
dollars)
0,60
0,50
Rachats d’actions (a)
1 475
2 458
Nombre d’actions achetées (en
millions) (a)
14,4
30,8
(a)
Les rachats d’actions ont été effectués dans le cadre du programme
d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la
compagnie pour les périodes présentées. Une offre publique de
rachat importante a été entreprise et lancée le 3 novembre 2023
(elle a pris fin le 8 décembre 2023). Comprend les actions achetées
à Exxon Mobil Corporation dans le cadre du programme d’offre
publique de rachat dans le cours normal des activités et par une
offre proportionnelle dans le cadre de l’offre publique de rachat
importante de la compagnie.
La compagnie a terminé son programme d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités le 19 décembre 2024.
Comparaison entre les exercices 2024 et 2023
Douze mois
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
4 790
4 889
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
9,03
8,49
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2024
2 512
430
500
(330)
150
3 262
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de
7,11 $ le baril, cela étant principalement attribuable au
resserrement du différentiel WTI/WCS et à la baisse des coûts des
diluants. Cette hausse a été partiellement contrebalancée par la
baisse des prix de référence. Les prix obtenus pour le pétrole brut
synthétique ont chuté de 3,66 $ le baril, cela étant principalement
attribuable à la baisse du WTI et au resserrement du différentiel
synthétique/WTI.
Volumes : La hausse des volumes est principalement attribuable à
la production de Grand Rapids, ainsi qu’à une amélioration de la
productivité du parc de mine et à l’optimisation des activités
d’entretien à Kearl.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix et des volumes.
Autres : Comprend des coûts d’exploitation plus faibles
d’environ 210 millions de dollars, attribuables essentiellement à
la baisse des prix de l’énergie et à des effets de change
favorables d’environ 120 millions de dollars, partiellement
contrebalancés par la baisse des ventes d’électricité à Cold Lake
en raison de la baisse des prix.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Douze mois
En dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
West Texas Intermediate (en
dollars américains le baril)
75,78
77,60
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
61,04
58,97
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
14,74
18,63
Bitume (le baril)
74,53
67,42
Pétrole brut synthétique (le
baril)
101,91
105,57
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,73
0,74
Production
Douze mois
en milliers de barils par
jour
2024
2023
Kearl (part de L’Impériale)
200
191
Cold Lake
148
135
Syncrude (a)
75
76
Production brute totale de Kearl
(en milliers de barils par jour)
281
270
(a)
En 2024, la production brute de Syncrude comprenait environ 1
millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2023 – 1
millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les
installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline
d’interconnexion existant.
La hausse de la production à Cold Lake est principalement
attribuable à Grand Rapids.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
2 301
(890)
75
1 486
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Attribuable essentiellement à une diminution des coûts
d’entretien d’environ 120 millions de dollars et à des effets de
change favorables d’environ 110 millions de dollars, partiellement
contrebalancés par une baisse des volumes d’environ 60 millions de
dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Douze mois
en milliers de barils par jour,
sauf indication contraire
2024
2023
Débit des raffineries
399
407
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
92
94
Ventes de produits pétroliers
466
471
Le débit des raffineries en 2024 reflète l’impact des activités
d’entretien planifiées aux raffineries de Nanticoke, Sarnia et
Strathcona. Le débit des raffineries en 2023 reflétait l’impact des
activités d’entretien planifiées aux raffineries de Strathcona et
Sarnia.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
164
—
7
171
Comptes non sectoriels et autres
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(129)
(88)
Situation de trésorerie et sources de financement
Douze mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
5 981
3 734
Activités d’investissement
(1 825)
(1 694)
Activités de financement
(4 041)
(4 925)
Augmentation (diminution) de
trésorerie et des équivalents de trésorerie
115
(2 885)
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement l’absence d’effets défavorables du fonds
de roulement liés en grande partie à une charge d’impôt de
rattrapage de 2,1 milliards de dollars au cours de l’exercice
précédent.
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 :
Douze mois
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
Dividendes versés
1 238
1 103
Dividende par action versé (en
dollars)
2,30
1,88
Rachats d’actions (a)
2 681
3 800
Nombre d’actions achetées (en
millions) (a)
26,8
48,3
(a)
Les rachats d’actions ont été effectués dans le cadre du programme
d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la
compagnie pour les périodes présentées. Une offre publique de
rachat importante a été entreprise et lancée le 3 novembre 2023
(elle a pris fin le 8 décembre 2023). Comprend les actions achetées
à Exxon Mobil Corporation dans le cadre du programme d’offre
publique de rachat dans le cours normal des activités et par une
offre proportionnelle dans le cadre de l’offre publique de rachat
importante de la compagnie.
Le 24 juin 2024, la compagnie a annoncé qu’elle avait reçu
l’approbation finale de la Bourse de Toronto pour une nouvelle
offre publique de rachat dans le cours normal des activités et
qu’elle poursuivra son programme de rachat d’actions existant. Le
programme a permis à la compagnie d’acheter jusqu’à un maximum de
26 791 840 actions ordinaires au cours de la période allant du 29
juin 2024 au 28 juin 2025. Le programme a pris fin le 19 décembre
2024, après que la compagnie a acheté le nombre maximum d’actions
autorisé dans le cadre du programme.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des
situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les
objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires
sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les
feuilles de route ou les plans futurs liés au captage, au transport
et au stockage du carbone, aux biocarburants, à l’hydrogène et à
d’autres plans futurs visant à réduire les émissions et l’intensité
des émissions de la compagnie, de ses sociétés affiliées et des
tiers dépendent des facteurs futurs du marché, tels que les progrès
technologiques continus, le soutien politique et l’adoption et
l’autorisation de nouvelles règles, et constituent des énoncés
prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par
l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit,
anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue,
compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres
références semblables à des périodes futures. Les énoncés
prospectifs contenus dans le présent rapport comprennent, mais sans
s’y limiter, des références au projet de diesel renouvelable de la
compagnie à Strathcona, y compris le calendrier de démarrage; au
projet de réaménagement SGSIV Leming de la compagnie, y compris le
calendrier et la production prévue; à l’objectif de charges
décaissées unitaires de la compagnie; et à la dynamique
opérationnelle de la compagnie, à la croissance prévue de la
production du secteur Amont et à l’utilisation de la capacité de
raffinage du secteur Aval, ainsi qu’aux efforts constants déployés
par la compagnie pour réduire les dépenses.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles
de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses
émises au moment où les énoncés sont faits. Les résultats
financiers et d’exploitation futurs réels, y compris les attentes
et les hypothèses concernant la demande, l’offre et le bouquet
énergétiques futurs; les taux, la croissance et la composition de
la production de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier,
les coûts, les évaluations techniques et les capacités et
l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à
exploiter ses actifs, y compris le projet de diesel renouvelable de
Strathcona et le projet de réaménagement SGSIV Leming; l’adoption
de nouvelles installations ou technologies et leur impact sur la
réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre, y
compris notamment, mais sans s’y limiter, le remplacement par des
solvants du processus à vapeur à forte intensité d’énergie à Cold
Lake, le diesel renouvelable de Strathcona, le captage et le
stockage du carbone notamment en lien avec l’hydrogène requis pour
le projet de diesel renouvelable, les technologies de récupération
et les projets d’efficacité, et tout changement dans la portée, les
modalités et les coûts de ces projets; les résultats des programmes
de recherche et des nouvelles technologies, notamment en ce qui
concerne les émissions de gaz à effet de serre, 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; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût
des charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures
locales et la fourniture de diesel renouvelable à la
Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les
carburants à faibles émissions de carbone; le volume et le rythme
des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à
faibles émissions de carbone; le degré et la rapidité du soutien
qu’apporteront les responsables des politiques et d’autres
intervenants en ce qui concerne les nouvelles technologies comme le
captage et le stockage du carbone; la réception des approbations
réglementaires en temps opportun, en particulier en ce qui concerne
les projets de réduction des émissions à grande échelle; le
rendement des tiers fournisseurs de services, y compris ceux qui se
trouvent hors du Canada; le taux d’utilisation de la capacité de
raffinage; les lois et les politiques gouvernementales applicables,
y compris relativement aux changements climatiques, aux réductions
des émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faibles
émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression
inflationniste en cours; les dépenses en capital et liées à
l’environnement; la génération de trésorerie, les sources de
financement et la structure du capital, comme les dividendes et les
rendements pour les actionnaires, y compris les échéanciers et les
montants de rachat d’actions; 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 le gouvernement du Canada et les gouvernements
étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement, les
prix, les tarifs douaniers, les mesures de contrôle du commerce, le
bouleversement des alliances commerciales ou militaires ou la
survenance de guerres; les événements politiques ou réglementaires,
y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques
gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois
fiscales; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux
infrastructures de la compagnie et des fournisseurs de services; la
concurrence des sources d’énergie de remplacement et des
concurrents qui peuvent être plus expérimentés ou mieux établis sur
ces marchés; la disponibilité et la répartition du capital; la
réception, en temps utile, des approbations réglementaires et
tierces, notamment pour les nouvelles technologies liées aux
activités commerciales à faibles émissions de la compagnie;
l’échec, le retard, la réduction, la révocation ou l’incertitude
concernant la politique de soutien et le développement du marché
pour l’adoption de technologies énergétiques émergentes à faibles
émissions et d’autres technologies favorables aux réductions
d’émissions; la réglementation environnementale, dont les
règlements concernant les changements climatiques et les gaz à
effet de serre, et les changements à ces règlements; les
difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et
les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les
délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers
fournisseurs de services, y compris ceux qui se trouvent hors du
Canada; les risques environnementaux inhérents aux activités
d’exploration et de production pétrolières et gazières;
l’efficacité de la gestion et la préparation pour une intervention
en cas de sinistre; les dangers et risques opérationnels; les
incidents liés à la cybersécurité; les taux de change; la
conjoncture économique générale, y compris l’inflation et les
récessions ou les ralentissements économiques et leur durée; 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 L’Impériale
Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K.
Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à L’Impériale. Les résultats réels de
L’Impériale pourraient différer considérablement des résultats
implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les
lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne
s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés
prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et les
aspirations de L’Impériale en matière environnementale, sociale et
de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont importants
pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos
documents déposés auprès des organismes de réglementation des
valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et
prospectifs en matière environnementale, sociale et de durabilité
peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont
encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus
internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui sont
susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption
de nouvelles règles. Les projets ou débouchés individuels peuvent
progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment
la disponibilité d’une politique de soutien, la technologie
permettant une réduction rentable, le processus de planification de
la compagnie et l’alignement avec nos partenaires et autres parties
prenantes.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
L’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué
peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Annexe I
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2024
2023
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
12 607
13 109
51 532
50 969
Total des dépenses
11 032
11 369
45 293
44 600
Bénéfice (perte) avant impôts
1 575
1 740
6 239
6 369
Impôts sur le bénéfice
350
375
1 449
1 480
Bénéfice (perte) net
1 225
1 365
4 790
4 889
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire (en dollars)
2,38
2,47
9,05
8,51
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,37
2,47
9,03
8,49
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs,
après impôts
11
47
16
63
Total de l’actif au 31
décembre
42 938
41 199
Total de la dette au 31
décembre
4 011
4 132
Capitaux propres au 31
décembre
23 473
22 222
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
307
278
1 267
1 115
Par action ordinaire (en
dollars)
0,60
0,50
2,40
1,94
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 31 décembre
509,0
535,8
Moyenne – compte tenu d’une
dilution
516,5
553,7
530,6
575,9
Annexe II
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Trésorerie et équivalents de
trésorerie à la fin de la période
979
864
979
864
Activités
d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 225
1 365
4 790
4 889
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
529
489
1 983
1 907
(Gain) perte à la vente
d’actifs
(13)
(54)
(18)
(73)
Charges d’impôts futurs et
autres
44
154
(142)
(85)
Variations de l’actif et du
passif d’exploitation
139
(488)
(495)
(2 701)
Autres postes – montant net
(135)
(155)
(137)
(203)
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation
1 789
1 311
5 981
3 734
Activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations
corporelles
(423)
(470)
(1 867)
(1 785)
Produits de la vente d’actifs
18
57
25
86
Prêt à des sociétés dans
lesquelles la compagnie détient une participation en actions –
montant net
1
2
17
5
Flux de trésorerie liés aux
activités d’investissement
(404)
(411)
(1 825)
(1 694)
Flux de trésorerie liés aux
activités de financement
(1 896)
(2 752)
(4 041)
(4 925)
Annexe III
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
878
770
3 262
2 512
Secteur Aval
356
595
1 486
2 301
Produits chimiques
21
17
171
164
Comptes non sectoriels et
autres
(30)
(17)
(129)
(88)
Bénéfice (perte) net
1 225
1 365
4 790
4 889
Produits et autres
revenus
Secteur Amont
4 686
4 415
18 015
16 512
Secteur Aval
14 101
14 529
56 944
55 858
Produits chimiques
357
329
1 449
1 581
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
(6 537)
(6 164)
(24 876)
(22 982)
Produits et autres revenus
12 607
13 109
51 532
50 969
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 888
1 809
7 367
6 636
Secteur Aval
12 307
12 496
49 856
47 886
Produits chimiques
243
206
916
997
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
(6 550)
(6 194)
(24 955)
(23 120)
Achats de pétrole brut et de
produits
7 888
8 317
33 184
32 399
Production et
fabrication
Secteur Amont
1 203
1 187
4 644
4 917
Secteur Aval
462
411
1 741
1 702
Produits chimiques
60
74
197
260
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
4
—
17
—
Production et fabrication
1 729
1 672
6 599
6 879
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
203
199
706
693
Produits chimiques
21
20
92
89
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
31
9
147
75
Frais de vente et frais
généraux
255
228
945
857
Dépenses en immobilisations et
frais d’exploration
Secteur Amont
221
240
1 078
1 108
Secteur Aval
137
143
572
472
Produits chimiques
19
12
30
23
Comptes non sectoriels et
autres
46
74
187
175
Dépenses en immobilisations et
frais d’exploration
423
469
1 867
1 778
Frais d’exploration imputés au
bénéfice du secteur Amont inclus ci- dessus
—
2
3
5
Annexe IV
Données d’exploitation
Quatrième trimestre
Douze mois
2024
2023
2024
2023
Production brute de pétrole brut
(en milliers de barils par jour)
Kearl
212
218
200
191
Cold Lake
157
139
148
135
Syncrude (a)
81
85
75
76
Classique
5
5
5
5
Total de la production de pétrole
brut
455
447
428
407
Production brute de gaz
naturel (en millions de pieds cubes par jour)
29
30
30
33
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
460
452
433
413
(en milliers de barils
d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut
(en milliers de barils par jour)
Kearl
200
198
186
177
Cold Lake
118
107
113
106
Syncrude (a)
66
80
62
67
Classique
5
5
5
5
Total de la production de pétrole
brut
389
390
366
355
Production nette de gaz
naturel (en millions de pieds cubes par jour)
29
29
30
32
Production nette d’équivalent
pétrole (b)
394
395
371
360
(en milliers de barils
d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de
Kearl (en milliers de barils par jour)
295
302
276
263
Ventes de brut fluidifié de
Cold Lake (en milliers de barils par jour)
207
186
196
179
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
71,58
64,05
74,53
67,42
Pétrole brut synthétique (le
baril)
99,10
105,37
101,91
105,57
Pétrole brut classique (le
baril)
42,73
33,81
55,63
59,30
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
1,73
2,30
0,69
2,58
Débit des raffineries (en
milliers de barils par jour)
411
407
399
407
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
95
94
92
94
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
222
229
223
228
Mazout domestique, carburant
diesel et carburéacteur
174
175
175
176
Huiles lubrifiantes et autres
produits (c)
43
43
46
43
Mazout lourd
19
29
22
24
Ventes nettes de produits
pétroliers
458
476
466
471
Ventes de produits
pétrochimiques (en milliers de tonnes) (c)
174
170
684
820
(a)
La production brute et nette de
Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les
installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline
d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
—
1
1
1
Production nette de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
—
1
—
1
(b)
Gaz converti en équivalent
pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille
barils.
(c)
En 2024, les ventes de benzène et
de solvants aromatiques sont comptabilisées dans les ventes de
produits pétroliers – Huiles lubrifiantes et autres produits, alors
qu’en 2023, elles étaient comptabilisées dans les ventes de
produits pétrochimiques. La compagnie a déterminé que l’incidence
de ce changement est négligeable; par conséquent, la période
comparative n’a pas été remaniée.
Annexe V
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – résultat dilué (a)
en millions de dollars
canadiens
Dollars canadiens
2020
Premier trimestre
(188)
(0,25)
Deuxième trimestre
(526)
(0,72)
Troisième trimestre
3
—
Quatrième trimestre
(1 146)
(1,56)
Exercice
(1 857)
(2,53)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
Troisième trimestre
2 031
3,24
Quatrième trimestre
1 727
2,86
Exercice
7 340
11,44
2023
Premier trimestre
1 248
2,13
Deuxième trimestre
675
1,15
Troisième trimestre
1 601
2,76
Quatrième trimestre
1 365
2,47
Exercice
4 889
8,49
2024
Premier trimestre
1 195
2,23
Deuxième trimestre
1 133
2,11
Troisième trimestre
1 237
2,33
Quatrième trimestre
1 225
2,37
Exercice
4 790
9,03
(a) Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au
cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne
pas correspondre au total de l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures
financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas
prescrites par les principes comptables généralement reconnus
(PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures
financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la
Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du
Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du
Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures
financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières
des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux
PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que
d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis.
Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres
mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées
selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par
conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement
comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne
devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux
PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation,
hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le
fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme
aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant
des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du
passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés
aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des
flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière
la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. La direction croit qu’il est utile pour les
investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le
rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les
périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau
des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de
roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif
d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état
consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe
II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie
au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit
de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie
issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la
rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la
compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation
1 789
1 311
5 981
3 734
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du
passif d’exploitation
139
(488)
(495)
(2 701)
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 650
1 799
6 476
6 435
Flux de trésorerie disponible
Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non
conforme aux PCGR qui correspond aux flux de trésorerie issus des
activités d’exploitation, moins les ajouts aux immobilisations
corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le
produit de la vente d’actifs. Les « Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux
de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la
plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités
disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans
s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des
investissements dans l’entreprise.
Rapprochement du flux de trésorerie disponible
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation
1 789
1 311
5 981
3 734
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations
corporelles
(423)
(470)
(1 867)
(1 785)
Produits de la vente d’actifs
18
57
25
86
Prêt à des sociétés dans
lesquelles la compagnie détient une participation en actions –
montant net
1
2
17
5
Flux de trésorerie
disponible
1 385
900
4 156
2 040
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 pas eu d’éléments identifiés au quatrième trimestre ou
en cumul annuel pour 2024 et 2023.
Charges d’exploitation décaissées (charges
décaissées)
Les charges d’exploitation décaissées sont une mesure financière
non conforme aux PCGR qui correspond au total des dépenses,
déduction faite des achats de pétrole brut et de produits, des
taxes d’accise fédérales et des frais de carburant, du financement,
et des coûts de type hors trésorerie dont la dépréciation et
l’épuisement, ainsi que la retraite non liée aux services et les
avantages postérieurs au départ à la retraite. Les composants des
charges d’exploitation décaissées comprennent ce qui suit : «
Production et fabrication », « Frais de vente et frais généraux »,
et « Exploration », dans l’état consolidé des résultats de la
compagnie et comme déclarés à l’Annexe III du présent document. La
somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des
charges d’exploitation décaissées et ne représente pas les
décaissements totaux de la compagnie. Le « Total des dépenses »
figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie
constitue la mesure financière la plus directement comparable que
l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile
pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie
pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des
dépenses.
Rapprochement des charges d’exploitation décaissées
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Total des dépenses
11 032
11 369
45 293
44 600
Moins :
Achats de pétrole brut et de
produits
7 888
8 317
33 184
32 399
Taxes d’accise fédérales et frais
de carburant
627
621
2 535
2 402
Dépréciation et épuisement
529
489
1 983
1 907
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
—
22
3
82
Financement
4
18
41
69
Charges d’exploitation
décaissées
1 984
1 902
7 547
7 741
Composants des charges
d’exploitation décaissées
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 729
1 672
6 599
6 879
Frais de vente et frais
généraux
255
228
945
857
Exploration
—
2
3
5
Charges d’exploitation
décaissées
1 984
1 902
7 547
7 741
Contributions des segments au
total des charges d’exploitation décaissées
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars
canadiens
2024
2023
2024
2023
Secteur Amont
1 203
1 189
4 647
4 922
Secteur Aval
665
610
2 447
2 395
Produits chimiques
81
94
289
349
Éliminations/Comptes non
sectoriels et autres
35
9
164
75
Charges d’exploitation
décaissées
1 984
1 902
7 547
7 741
Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges
décaissées unitaires)
Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un
ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées
unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculées en divisant
les charges d’exploitation décaissées par la production brute
totale d’équivalent pétrole et sont calculées pour le segment
Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les
charges d’exploitation décaissées, une mesure financière non
conforme aux PCGR, sont indiquées et rapprochées ci-dessus. Cette
mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts
de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la
compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur
Amont. Les charges d’exploitation décaissées unitaires, comme
utilisées par la direction, ne correspondent pas directement à la
définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par
la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et
indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des charges d’exploitation décaissées
unitaires
Quatrième trimestre
2024
2023
en millions de dollars
canadiens
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 203
514
285
359
1 187
493
276
377
Frais de vente et frais
généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
—
—
—
—
2
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
1 203
514
285
359
1 189
493
276
377
Production brute d’équivalent
pétrole
460
212
157
81
452
218
139
85
(en milliers de barils par
jour)
Charges d’exploitation
décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent
pétrole)
28,43
26,35
19,73
48,17
28,59
24,58
21,58
48,21
USD converti en fonction du taux
de change moyen du trimestre
20,47
18,97
14,21
34,68
20,87
17,94
15,75
35,19
2024 0,72 dollar américain; 2023 0,73
dollar américain
Composants des charges d’exploitation décaissées
unitaires
Douze mois
2024
2023
en millions de dollars
canadiens
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
4 644
1 973
1 094
1 414
4 917
2 097
1 144
1 533
Frais de vente et frais
généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
3
—
—
—
5
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
4 647
1 973
1 094
1 414
4 922
2 097
1 144
1 533
Production brute d’équivalent
pétrole
433
200
148
75
413
191
135
76
(en milliers de barils par
jour)
Charges d’exploitation
décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent
pétrole)
29,32
26,95
20,20
51,51
32,65
30,08
23,22
55,26
USD converti en fonction du taux
de change moyen en cumul annuel
21,40
19,67
14,75
37,60
24,16
22,26
17,18
40,89
2024 0,73 dollar américain; 2023 0,74
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
Après plus d’un siècle d’activité, L’Impériale
continue de dominer son secteur en mettant la technologie et
l’innovation au service du développement responsable des ressources
énergétiques canadiennes. En tant que premier raffineur de pétrole
au Canada, producteur de pétrole brut et de produits pétrochimiques
de premier plan et principal distributeur de carburants à l’échelle
nationale, notre entreprise s’engage à maintenir des normes élevées
dans tous ses domaines d’activité.
Source: Imperial
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version source sur businesswire.com : https://www.businesswire.com/news/home/20250131148971/fr/
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