Imperial Oil Limited (TSE: IMO, NYSE American: IMO):
- Bénéfice net au troisième trimestre de 908 millions de
dollars
- Solide rendement intégré et prix élevés des matières premières
générant un flux de trésorerie lié aux activités d’exploitation de
1 947 millions de dollars et des flux de trésorerie disponibles1 de
1 688 millions de dollars
- Production au troisième trimestre la plus élevée en plus de 30
ans grâce à une forte production continue à Kearl
- Taux d’utilisation de la capacité du secteur Aval de 94 % pour
le trimestre, le plus élevé depuis le quatrième trimestre de
2018
- Annonce des plans de construction d’un complexe de production
de diesel renouvelable de classe mondiale à la raffinerie de
Strathcona
- Bénéfice net trimestriel et en cumul annuel le plus élevé pour
le secteur Produits chimiques en plus de 30 ans
- Versement, au cours du trimestre, de plus de 500 millions de
dollars aux actionnaires en dividendes et par le rachat d’actions,
soit plus de 2 milliards de dollars en cumul annuel
- Déclaration au quatrième trimestre d’un dividende de 0,27
dollar par action
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2021
2020
∆
2021
2020
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
908
3
+905
1 666
(711)
+2 377
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,29
-
+1,29
2,31
(0,97)
+3,28
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
277
141
+136
699
679
+20
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé de 908 millions de
dollars au troisième trimestre et un flux de trésorerie des
activités d’exploitation de 1 947 millions de dollars, une
augmentation par rapport au bénéfice net de 366 millions de dollars
et à un flux de trésorerie des activités d’exploitation de 852
millions de dollars au deuxième trimestre de 2021. Les résultats du
troisième trimestre reflètent la hausse de la production et du
débit, l’absence d’importantes activités d’entretien et la vigueur
soutenue des prix des matières premières.
« L’excellent rendement d’exploitation de l’Impériale a permis à
la compagnie de tirer une valeur considérable des prix actuels des
matières premières », déclare Brad Corson, président du conseil
d’administration, président et chef de la direction. « Grâce à
notre rigueur en matière de gestion des coûts et de dépenses en
immobilisations, l’Impériale a généré un solide flux de trésorerie1
de 1 688 millions de dollars au cours du trimestre. »
La production du secteur Amont pour le troisième trimestre s’est
élevée en moyenne à 435 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, la meilleure production pour un troisième trimestre en plus
de 30 ans. La production brute trimestrielle totale de Kearl a été
en moyenne de 274 000 barils par jour, grâce à l’élimination des
activités d’entretien au troisième trimestre, ce qui représente la
deuxième production trimestrielle la plus élevée jamais
enregistrée. À Cold Lake, la production brute trimestrielle a été
en moyenne de 135 000 barils par jour, reflétant la vigueur
continue de la production, un résultat partiellement annulé par des
activités d’entretien planifiées.
Après la réalisation réussie des activités d’entretien
planifiées à Strathcona au cours du deuxième trimestre de 2021, le
débit global de la raffinerie au cours du troisième trimestre a
augmenté à 404 000 barils par jour en moyenne, avec un taux
d’utilisation de la capacité trimestriel grimpant à 94 %. Il s’agit
de la meilleure utilisation trimestrielle depuis le quatrième
trimestre de 2018. De plus, la demande de produits pétroliers a
continué de se rétablir au troisième trimestre, les ventes
atteignant en moyenne 485 000 barils par jour.
En août, l’Impériale a annoncé qu’elle prévoyait construire un
complexe de production de diesel renouvelable de classe mondiale à
la raffinerie de Strathcona en utilisant de l’hydrogène bleu, le
but étant d’aider le Canada à respecter ses normes en matière de
carburants à faible teneur en carbone. « Le projet de production de
diesel renouvelable à Strathcona démontre non seulement
l’engagement et le soutien de l’Impériale à l’égard de la
transition du Canada vers des carburants à plus faibles émissions
et de son objectif d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050,
explique Brad Corson, mais il devrait également générer une
importante valeur pour notre compagnie et ses actionnaires. »
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques au troisième
trimestre est de 121 millions de dollars, soit le bénéfice net
trimestriel le plus élevé en plus de 30 ans. Le bénéfice net du
secteur Produits chimiques des neuf premiers mois de 2021 est de
297 millions de dollars, soit au-delà du record précédent établi en
2018. Les résultats du secteur Produits chimiques sont
principalement attribuables à la vigueur soutenue des marges sur
les ventes de polyéthylène et à un excellent rendement
d’exploitation.
Au cours du trimestre, l’Impériale a versé 508 millions de
dollars à ses actionnaires en dividendes et par le rachat
d’actions, produisant des rendements pour les actionnaires
dépassant maintenant 2 milliards de dollars en cumul annuel. La
compagnie a également déclaré un dividende de 0,27 dollar par
action pour le quatrième trimestre. « Les mesures que la compagnie
a prises pour augmenter la production, réduire sa structure de
coûts et faire progresser les initiatives de durabilité continuent
d’assurer à l’Impériale une position stratégique qui lui permet de
profiter de la situation du marché et de créer une valeur à long
terme pour ses actionnaires », observe Brad Corson.
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 908 millions de dollars, soit
1,29 dollar par action sur une base diluée, une
haussecomparativement à 3 millions de dollars ou 0 dollar par
action au troisième trimestre de 2020.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation se sont élevés à 1 947 millions de dollars, une
hausse par rapport aux 875 millions de dollars pour la même période
en 2020. Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement¹, se sont élevés à 1 504
millions de dollars, une hausse comparativement aux 533 millions de
dollars pour la même période en 2020.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 277 millions de dollars, une hausse comparativement
aux 141 millions de dollars au troisième trimestre de 2020. Pour
l’ensemble de 2021, l’on prévoit maintenant que les dépenses en
immobilisations et frais d’exploration atteignent environ 1,1
milliard de dollars, une baisse comparativement au chiffre
antérieur de 1,2 milliard de dollars.
- La société a distribué 508 millions de dollars aux
actionnaires au troisième trimestre de 2021, dont 313 millions
de dollars en rachats d’actions et 195 millions de dollars en
dividendes.
- La production brute s’est élevée en moyenne à 435 000 barils
d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 365 000
barils par jour pour la période correspondante de 2020.
L’augmentation de la production a été alimentée par l’excellent
rendement d’exploitation et l’absence d’activités d’entretien
planifiées comparativement au troisième trimestre de 2020. La
production trimestrielle est la plus élevée au troisième trimestre
en plus de 30 ans.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie à 274 000 barils en moyenne par jour (la part de
l’Impériale se chiffrant à 194 000 barils), une hausse
comparativement aux 189 000 barils par jour (la part de l’Impériale
se chiffrant à 134 000 barils) au troisième trimestre de 2020, et
représente la deuxième production trimestrielle la plus élevée
jamais enregistrée. Cette production accrue est principalement
attribuable à l’absence de la panne d’un pipeline tiers et des
répercussions associées aux activités d’entretien planifiées de
l’année précédente. Comme prévu, les intervalles entre les
activités d’entretien à Kearl ont été prolongés et l’entretien
éliminé au cours du troisième trimestre.
- La production brute de bitume au site de Cold Lake s’est
établie à 135 000 barils par jour, une hausse comparativement
aux 131 000 barils par jour au cours du troisième trimestre de
2020. La hausse de la production s’explique principalement par
l’optimisation continue de la production et l’amélioration de la
fiabilité, deux facteurs partiellement annulés par des activités
d’entretien planifiées.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est élevée en moyenne à 78 000 barils par jour, une
hausse par rapport aux 67 000 barils par jour au troisième
trimestre de 2020. L’augmentation de la production a été
principalement alimentée par l’absence des activités d’entretien
planifiées au troisième trimestre de 2020.
- L’exploitation de Syncrude Canada a été transférée avec
succès à Suncor. La transition étant achevée, il est prévu d’en
tirer des synergies supplémentaires, une rentabilité maximale ainsi
qu’une plus grande fiabilité.
- Le débit moyen des raffineries a été de 404 000 barils par
jour, en hausse par rapport aux 341 000 barils par jour du
troisième trimestre de 2020. Le taux d’utilisation de la capacité a
atteint 94 %, une hausse comparativement à 81 % au troisième
trimestre de 2020, ce qui représente la plus forte utilisation
trimestrielle depuis le quatrième trimestre de 2018. La hausse du
débit est attribuable à une demande accrue.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 485 000
barils par jour, en hausse par rapport aux 449 000 barils par
jour du troisième trimestre de 2020. La hausse des ventes de
produits pétroliers est principalement attribuable à une demande
plus forte.
- Annonce des plans de construction d’un complexe de
production de diesel renouvelable de classe mondiale à la
raffinerie de Strathcona. Ce complexe devrait produire plus
d’un milliard de litres par an de diesel renouvelable à partir de
charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales.
Le projet devrait permettre de réduire les émissions de gaz à effet
de serre d’environ 3 millions de tonnes par an comparativement aux
carburants conventionnels. La décision finale d’investissement
s’appuiera sur plusieurs facteurs.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques est de 121
millions de dollars pour ce trimestre, soit le bénéfice net
trimestriel le plus élevé en plus de 30 ans, en hausse
comparativement aux 27 millions de dollars du troisième trimestre
de 2020. Le bénéfice net du secteur Produits chimiques des neuf
premiers mois de 2021 est de 297 millions de dollars, soit au-delà
du record précédent établi en 2018. L’amélioration des résultats
découle de la vigueur soutenue des marges sur les ventes de
polyéthylène et d’un excellent rendement d’exploitation.
Résultats d’exploitation
Au début de l’année 2020, deux effets perturbateurs importants
se sont fait ressentir sur l’équilibre entre l’offre et la demande
de pétrole et de produits pétrochimiques. En ce qui concerne la
demande, la pandémie de COVID-19 s’est rapidement propagée dans la
plupart des régions du monde, ce qui a fortement ralenti les
activités commerciales et de consommation, et a considérablement
réduit la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits
pétroliers. Cette baisse de la demande a coïncidé avec l’annonce
d’une hausse de la production dans certains des principaux pays
producteurs de pétrole, ce qui a fait augmenter le niveau des
stocks et chuter les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des
produits pétroliers.
En 2021, la demande de produits pétroliers et pétrochimiques a
continué de se rétablir, chaque résultat financier trimestriel
consécutif de la compagnie bénéficiant de meilleurs prix
comparativement au trimestre précédent. La compagnie continue de
surveiller de près l’industrie et les conditions économiques
mondiales, y compris la reprise après la pandémie de COVID-19.
Au-delà de la volatilité caractéristique de la conjoncture, le
processus de planification annuelle de la compagnie permet de
réaffirmer les principes fondamentaux de l’offre et de la demande à
la base de nos activités. Sont pris en compte des risques variés et
d’autres facteurs qui pourraient influencer les tendances futures
en matière d’offre et de demande énergétiques, y compris les
progrès sur le plan technologique, l’évolution de la réglementation
et des politiques gouvernementales, les changements climatiques,
les restrictions concernant les gaz à effet de serre et divers
autres facteurs économiques. La compagnie estime que les risques
liés aux changements climatiques sont un enjeu mondial qui exige
une collaboration entre les gouvernements, les entreprises privées,
les consommateurs et d’autres intervenants afin de créer des
solutions concrètes. De telles solutions devraient répondre à la
demande croissante dans le monde de sources d’énergie fiables et
abordables tout en créant des occasions de transition vers un
avenir plus sobre en carbone. La variété des voies de transition
potentielles de la société vers un tel avenir, lesquelles sont
influencées par les hypothèses concernant la croissance économique,
la technologie et les politiques gouvernementales, signale une
grande incertitude quant aux types d’énergies qui seront en demande
et aux niveaux de cette demande.
Le conseil d’administration évalue le risque lié aux changements
climatiques dans le contexte du risque d’entreprise global, lequel
couvre d’autres risques opérationnels, stratégiques et financiers.
La compagnie tient compte des interactions entre ces facteurs en
appliquant une stratégie qui est résiliente face aux nombreuses
voies potentielles de transition énergétique de la société et qui
continue d’accroître la valeur pour les actionnaires. Dans le cadre
de son processus annuel de planification des affaires, la compagnie
élabore ses plans stratégiques et ses perspectives des prix à plus
long terme en tenant compte des secteurs émergents et de la
conjoncture ainsi que des incertitudes sur les marchés et entourant
les politiques gouvernementales. La compagnie continue de
progresser dans la réalisation de ses plans de réduction des
émissions de gaz à effet de serre et de ses efforts en vue
d’assurer sa prospérité dans un avenir énergétique plus sobre en
carbone. Elle s’attend à jouer un rôle important dans la fourniture
d’énergie et de produits essentiels à la croissance économique tout
en réduisant au minimum les impacts environnementaux et en aidant
la société à bâtir un avenir énergétique plus sobre en carbone. La
compagnie continue d’analyser les scénarios internes et externes
des marchés futurs de l’énergie afin de mieux comprendre les
mesures à prendre pour assurer la résilience et de cerner les
occasions éventuelles, sans perdre de vue la grande incertitude
entourant les hypothèses et résultats des scénarios en
question.
Si le processus de planification entraîne des changements
importants dans les plans de développement actuels de la compagnie
pour son portefeuille, certains actifs pourraient être dépréciés.
La compagnie procédera à toutes les évaluations nécessaires
concernant les possibilités de récupération d’actifs dans le cadre
de la préparation et de l’examen de ses états financiers de fin
d’exercice pour inclusion dans son formulaire 10-K de 2021. D’ici
la fin de ces activités, il est impossible de déterminer
raisonnablement toute dépréciation future potentielle.
Comparaison des troisièmes trimestres de 2021 et de
2020
La compagnie a enregistré un bénéfice net de 908 millions de
dollars ou 1,29 dollar par action sur une base diluée au troisième
trimestre de 2021, une hausse par rapport au bénéfice net de 3
millions de dollars ou 0 dollar par action pour la même période en
2020.
Le secteur Amont a enregistré un bénéfice net de 524 millions de
dollars au troisième trimestre de 2021, comparativement à une perte
nette de 74 millions de dollars pour la même période en 2020.
L’amélioration des résultats reflète une hausse des prix touchés
pour le pétrole brut d’environ 730 millions de dollars et une
hausse des volumes d’environ 350 millions de dollars. Ces éléments
ont été partiellement annulés par une hausse des dépenses
d’exploitation d’environ 210 millions de dollars, une hausse des
redevances d’environ 190 millions de dollars et des effets de
change défavorables d’environ 60 millions de dollars.
Le cours du West Texas Intermediate (WTI) s’est élevé en moyenne
à 70,52 dollars américains par baril durant le troisième trimestre
de 2021, en hausse par rapport à 40,93 dollars américains pour le
même trimestre en 2020. Le Western Canada Select (WCS) s’est établi
en moyenne à 57,08 dollars américains le baril et à 31,81 dollars
américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre
le WTI et le WCS s’est établi en moyenne à environ 13 dollars
américains le baril au troisième trimestre de 2021, une hausse
comparativement aux 9 dollars américains environ pour la même
période en 2020.
La valeur du dollar canadien était en moyenne de 0,79 dollar
américain au troisième trimestre de 2021, soit une hausse de 0,04
dollar américain par rapport au troisième trimestre de 2020.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a augmenté au cours du trimestre, généralement en raison
de l’augmentation du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est
établi à 60,44 dollars le baril au troisième trimestre de 2021, en
hausse par rapport aux 35,95 dollars le baril touchés au troisième
trimestre de 2020. Le prix moyen que la compagnie a touché en
dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a augmenté de
façon générale parallèlement au WTI, ajusté selon les variations
des taux de change et des frais de transport. Le prix moyen touché
pour le pétrole brut synthétique s’est établi à 85,94 dollars le
baril au troisième trimestre de 2021, en hausse par rapport aux
50,79 dollars le baril à la période correspondante de 2020.
La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en
moyenne à 274 000 barils par jour au troisième trimestre (la part
de l’Impériale se chiffrant à 194 000 barils), en hausse par
rapport à 189 000 barils par jour (la part de l’Impériale se
chiffrant à 134 000 barils) lors du troisième trimestre de 2020. La
hausse de la production est principalement attribuable à l’absence
de la panne d’un pipeline tiers, de l’équilibrage de la production
par rapport à la demande du marché et des répercussions des
activités d’entretien planifiées de l’année précédente.
La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie
à 135 000 barils par jour au troisième trimestre, en hausse par
rapport à 131 000 barils par jour pour la même période de 2020.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est élevée en moyenne à 78 000 barils par jour, en
hausse par rapport à 67 000 barils par jour au troisième trimestre
de 2020. L’augmentation de la production est principalement
attribuable à l’absence des activités d’entretien de l’année
précédente.
Le secteur Aval a enregistré un bénéfice net de 293 millions de
dollars au troisième trimestre de 2021, une hausse comparativement
au bénéfice net de 77 millions de dollars pour la même période en
2020. L’amélioration des résultats reflète principalement une
hausse des marges d’environ 280 millions de dollars.
Le débit moyen des raffineries a été de 404 000 barils par jour,
en hausse par rapport aux 341 000 barils par jour du troisième
trimestre de 2020. L’utilisation des capacités de production était
de 94 %, une hausse comparativement à 81 % pour la même période en
2020. La hausse du débit est attribuable à une demande accrue.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 485 000
barils par jour, en hausse par rapport aux 449 000 barils par jour
du troisième trimestre de 2020. La hausse des ventes de produits
pétroliers est principalement attribuable à une demande plus
forte.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques s’est établi à 121
millions de dollars au troisième trimestre, une hausse
comparativement aux 27 millions de dollars pour le même trimestre
en 2020, qui est principalement attribuable à l’accroissement des
marges sur les ventes de polyéthylène.
Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont
élevées à 30 millions de dollars au troisième trimestre, en hausse
par rapport à 27 millions de dollars pour la même période en
2020.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 1 947 millions de dollars au troisième trimestre,
une hausse par rapport à 875 millions de dollars pour la période
correspondante de 2020, qui reflète principalement l’augmentation
des prix touchés dans le secteur Amont et l’accroissement des
marges dans le secteur Aval.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 259 millions de dollars au troisième trimestre,
comparativement à 125 millions de dollars à la période
correspondante de 2020. Pour l’ensemble de 2021, l’on prévoit
maintenant que les dépenses en immobilisations et frais
d’exploration atteignent environ 1,1 milliard de dollars, une
baisse par rapport au chiffre antérieur de 1,2 milliard de
dollars.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se
sont établis à 589 millions de dollars au troisième trimestre,
comparativement à 166 millions de dollars au troisième trimestre de
2020. Les dividendes payés au cours du troisième trimestre de 2021
ont totalisé 195 millions de dollars. Le dividende par action versé
au troisième trimestre a été de 0,27 dollar, en hausse par rapport
à 0,05 dollar pour la période correspondante de 2020. Au cours du
troisième trimestre, la compagnie, dans le cadre de son programme
d’achat d’actions, a acheté environ 9,0 millions d’actions
totalisant 313 millions de dollars, y compris des actions achetées
d’Exxon Mobil Corporation. Durant le troisième trimestre 2020, la
compagnie n’a acheté aucune action dans le cadre de son programme
d’achat d’actions.
Le solde de trésorerie de la compagnie s’établissait à 1 875
millions de dollars au 30 septembre 2021, comparativement à 817
millions de dollars à la fin du troisième trimestre de 2020.
Faits saillants des neuf premiers mois
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 666 millions de dollars,
comparativement à une perte nette de 711 millions de dollars en
2020.
- Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 2,31
dollars, comparativement à une perte nette par action de 0,97
dollar en 2020.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 3 844 millions de dollars, comparativement à 482
millions de dollars en 2020.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 699 millions de dollars, en hausse par rapport à 679
millions de dollars en 2020.
- La production brute s’est élevée en moyenne à 423 000 barils
d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 377 000
barils par jour en 2020.
- Le débit moyen des raffineries était de 367 000 barils par
jour, en hausse par rapport aux 334 000 barils par jour en
2020.
- Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 442 000
barils par jour, une hausse par rapport à 423 000 barils par jour
en 2020.
- Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a
totalisé 0,76 dollar, en hausse par rapport à 0,66 dollar par
action en 2020.
- L’Impériale a versé 2 002 millions de dollars aux actionnaires
sous la forme de dividendes et d’achats d’actions.
Comparaison des neuf premiers mois de 2021 et de 2020
Le bénéfice net des neuf premiers mois de 2021 s’est établi à 1
666 millions de dollars ou 2,31 dollars par action sur une base
diluée, comparativement à une perte nette de 711 millions de
dollars ou 0,97 dollar par action pour les neuf premiers mois de
2020.
Le secteur Amont a enregistré un bénéfice net de 850 millions de
dollars pour les neuf premiers mois de l’exercice, comparativement
à une perte nette de 1 126 millions de dollars en 2020.
L’amélioration des résultats reflète une hausse des prix touchés
pour le pétrole brut d’environ 2 570 millions de dollars et une
hausse des volumes d’environ 620 millions de dollars. Ces éléments
ont été partiellement annulés par une hausse des redevances
d’environ 490 millions de dollars, une augmentation des dépenses
d’exploitation d’environ 490 millions de dollars et des effets de
change défavorables d’environ 180 millions de dollars.
Le cours moyen du West Texas Intermediate s’est établi à 65,04
dollars américains le baril pour les neuf premiers mois de 2021,
une hausse comparativement aux 38,10 dollars américains le baril en
2020. Le cours moyen du Western Canada Select s’est établi à 52,45
dollars américains le baril et à 24,72 dollars américains le baril
aux mêmes périodes. Le différentiel entre le WTI et le WCS s’est
établi en moyenne à environ 13 dollars américains le baril pour les
neuf premiers mois de 2021, de façon générale parallèlement à la
même période en 2020.
La valeur moyenne du dollar canadien a été de 0,80 dollar
américain pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse de 0,06
dollar américain par rapport à 2020.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a augmenté pour les neuf premiers mois de 2021,
généralement en raison de l’augmentation du WCS. Le prix moyen
touché pour le bitume s’est établi à 55,30 dollars le baril, une
hausse par rapport aux 22,24 dollars le baril à la même période en
2020. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens
pour le pétrole brut synthétique a augmenté de façon générale
parallèlement au WTI, rajusté pour tenir compte des variations des
taux de change et des frais de transport. Le prix moyen obtenu pour
le pétrole brut synthétique s’est établi à 77,62 dollars le baril,
une hausse par rapport aux 49,06 dollars le baril pour la même
période en 2020.
La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en
moyenne à 260 000 barils par jour pour les neuf premiers mois de
2021 (la part de l’Impériale se chiffrant à 185 000 barils), une
hausse par rapport aux 202 000 barils par jour (la part de
l’Impériale se chiffrant à 143 000 barils) à la même période en
2020. La hausse de production est principalement liée à l’absence
de la panne d’un pipeline tiers et de l’équilibrage de la
production par rapport à la demande du marché de l’année
précédente.
La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie
à 139 000 barils par jour pour les neuf premiers mois de 2021, une
hausse comparativement aux 131 000 barils par jour à la même
période en 2020.
Au cours des neuf premiers mois de 2021, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en
moyenne à 68 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 63 000
barils par jour pour la période correspondante de 2020.
Le secteur Aval a enregistré un bénéfice net de 645 millions de
dollars pour les neuf premiers mois de l’exercice, une hausse par
rapport à 447 millions de dollars pour la même période en 2020.
L’amélioration des résultats est attribuable à une hausse des
marges d’environ 330 millions de dollars, en partie contrebalancée
par les effets défavorables des taux de change évalués à environ
120 millions de dollars.
Le débit moyen des raffineries a été de 367 000 barils par jour
durant les neuf premiers mois de 2021, une hausse par rapport aux
334 000 barils par jour de la même période en 2020. Le taux
d’utilisation de la capacité a été de 86 %, une hausse
comparativement aux 79 % de la même période en 2020. La hausse du
débit s’explique par le déclin des répercussions de la pandémie de
COVID-19, partiellement annulé par des activités d’entretien
planifiées à Strathcona.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 442 000
barils par jour pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse
comparativement aux 423 000 barils par jour lors de la période
correspondante en 2020. La hausse des ventes de produits pétroliers
est principalement attribuable au déclin des répercussions de la
pandémie de COVID-19.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques s’est établi à 297
millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2021, une hausse
comparativement aux 55 millions de dollars à la même période en
2020 qui est principalement attribuable à l’accroissement des
marges sur les ventes de polyéthylène.
Les dépenses des comptes non sectoriels et autres se sont
élevées à 126 millions de dollars pour les neuf premiers mois de
2021, une hausse par rapport aux 87 millions de dollars pour la
même période en 2020, attribuable en grande partie à une
augmentation des charges liées à la rémunération à base
d’actions.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 3 844 millions de dollars pour les neuf premiers
mois de 2021, une hausse par rapport aux 482 millions de dollars
pour la période correspondante de 2020 qui reflète principalement
l’augmentation des prix touchés dans le secteur Amont et
l’accroissement des marges dans le secteur Aval.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 613 millions de dollars au cours des neuf
premiers mois de 2021, une hausse par rapport aux 605 millions de
dollars de la même période en 2020. Pour l’ensemble de 2021, l’on
prévoit maintenant que les dépenses en immobilisations et frais
d’exploration atteignent environ 1,1 milliard de dollars, une
baisse par rapport au chiffre antérieur de 1,2 milliard de
dollars.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se
sont établis à 2 127 millions de dollars pour les neuf premiers
mois de 2021, une hausse comparativement aux 778 millions de
dollars à la même période en 2020. Les dividendes versés au cours
des neuf premiers mois de 2021 se sont élevés à 518 millions de
dollars. Le dividende par action versé dans les neuf premiers mois
de 2021 a été de 0,71 dollar, en hausse par rapport à 0,66 dollar
pour la période correspondante de 2020. Au cours des neuf premiers
mois de 2021, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat
d’actions, a acheté environ 38,5 millions d’actions pour 1 484
millions de dollars, y compris des actions achetées d’Exxon Mobil
Corporation. Au cours des neuf premiers mois de 2020, la compagnie
a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 274 millions de
dollars, ce qui comprend les actions achetées d’Exxon Mobil
Corporation.
Au 31 mars 2021, en raison de la résiliation des ententes de
services de transport liées à un projet de pipeline tiers, la
compagnie a comptabilisé un passif de 62 millions de dollars,
précédemment déclaré comme passif éventuel à la note 10 du
formulaire 10-K de l’Impériale. Dans le cadre du même projet, les
engagements du poste « Autres contrats d’achat à long terme »
indiqués dans le formulaire 10-K de l’Impériale ont diminué
d’environ 2,9 milliards de dollars. La majorité de ces engagements
concernaient les années 2026 et au-delà.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des
situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les
objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires,
sont des énoncés prévisionnels. Les énoncés prospectifs peuvent
être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, avoir
l’intention de, proposer, planifier, objectif, viser, projeter,
prévoir, cibler, estimer, s’attendre à, stratégie, perspectives,
calendrier, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et
d’autres termes semblables faisant référence à des périodes
futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport
mentionnent notamment les plans de construction d’un complexe de
production de diesel renouvelable à la raffinerie de Strathcona, y
compris les attentes relativement à la production, à la réduction
des émissions de gaz à effet de serre, à l’engagement de la
compagnie à l’égard de l’objectif du Canada d’atteindre la
carboneutralité, à la capacité de production de valeur pour la
compagnie et pour les actionnaires et aux facteurs qui influencent
la décision finale d’investissement; le positionnement stratégique
de la compagnie qui lui permet de profiter de la situation du
marché et de créer une valeur à long terme pour ses actionnaires;
les synergies supplémentaires attendues du transfert de
l’exploitation Syncrude à Suncor et la capacité de maximiser la
rentabilité et d’améliorer la fiabilité; la variété des voies de
transition potentielles de la société vers un avenir plus sobre en
carbone, qui signale une grande incertitude quant aux types
d’énergies qui seront en demande et aux niveaux de cette demande;
les efforts de la compagnie relativement au risque lié aux
changements climatiques, notamment l’évaluation de ce risque dans
le contexte du risque d’entreprise global et de la capacité de
poursuivre une stratégie qui est à la fois est résiliente face aux
nombreuses voies de transition énergétique de la société et capable
d’accroître la valeur pour les actionnaires; les progrès de la
compagnie dans la réalisation de ses plans de réduction des
émissions de gaz à effet de serre et dans ses efforts en vue
d’assurer sa prospérité dans un avenir énergétique plus sobre en
carbone; le rôle important de la compagnie dans la fourniture de
produits essentiels à la croissance économique tout en réduisant au
minimum les impacts environnementaux et en aidant la société à
bâtir un avenir énergétique plus sobre en carbone; et des dépenses
en immobilisations et frais d’exploration d’environ 1,1 milliard de
dollars pour l’ensemble de 2021.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes,
estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au
moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la croissance de la demande et la source,
l’offre et le bouquet énergétiques; les prix des matières
premières, les taux de change et les conditions générales du
marché; les taux, la croissance et la composition de la production
de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier, les coûts, les
évaluations techniques et les capacités et l’aptitude de la
compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses
actifs, y compris les facteurs qui influencent la décision finale
d’investissement pour la construction d’un complexe de production
de diesel renouvelable à la raffinerie de Strathcona et tout
changement dans la portée, les modalités et les coûts d’un projet
approuvé; l’adoption et les répercussions de nouvelles
installations ou technologies comme le complexe de production de
diesel renouvelable de Strathcona, y compris relativement aux
réductions des gaz à effet de serre; l’utilisation des capacités de
raffinage, l’utilisation d’énergie, les émissions de gaz à effet de
serre et la disponibilité de charges d’alimentation obtenues de
sources et de cultures locales; l’évolution de la pandémie de
COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de l’Impériale à
exploiter ses actifs, y compris la fermeture potentielle
d’installations en raison d’une éclosion de COVID-19; les lois
applicables et les politiques gouvernementales applicables, y
compris les restrictions pour contrer la pandémie de COVID-19; la
génération de trésorerie, les sources de financement et la
structure du capital; les plans d’atténuation du risque lié aux
changements climatiques et la résilience de la stratégie de la
compagnie face aux nombreuses voies de transition énergétique de la
société; les dépenses en capital et liées à l’environnement; et la
capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses plans de
continuité des activités et à mener ses activités d’intervention
contre la pandémie pourraient varier considérablement selon un
certain nombre de facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou
locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de
produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les
incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les
mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne
les niveaux d’approvisionnement et les prix et l’incidence de la
COVID-19 sur la demande; la disponibilité et la répartition du
capital; les événements politiques ou réglementaires, y compris les
changements législatifs ou les modifications des politiques
gouvernementales, par exemple les lois fiscales, la réduction de la
production et les mesures pour contrer la pandémie de COVID-19; la
réglementation environnementale, y compris la réglementation
portant sur les changements climatiques et les émissions de gaz à
effet de serre ainsi que les changements à ces règlements; les
difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et
les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les
délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers
fournisseurs de services, compte tenu notamment des restrictions
liées à la COVID-19; les résultats des programmes de recherche et
des nouvelles technologies, et la capacité de porter les nouvelles
technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel;
l’efficacité de la gestion et la préparation pour une intervention
en cas de sinistre, y compris les plans de continuité des activités
en réponse à la COVID-19; les risques environnementaux inhérents
aux activités d’exploration et de production pétrolières et
gazières; la réception, en temps utile, des approbations
réglementaires et tierces; le transport pour accéder aux marchés;
les risques et dangers opérationnels; les incidents liés à la
cybersécurité, y compris la hausse du télétravail et l’activation
des plans de continuité des activités en raison de la COVID-19; les
taux de change; la conjoncture économique générale; ainsi que
d’autres facteurs abordés dans les facteurs de risque à la rubrique
1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation
financière et les résultats d’exploitation de la Compagnie
Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur le
formulaire 10-K.
Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à la Compagnie pétrolière Impériale
Limitée. Les résultats réels de l’Impériale peuvent être
sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas
s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier
une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus
aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce rapport peut
renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Annexe I
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2021
2020
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
10 233
5 955
25 278
16 355
Total des dépenses
9 044
5 952
23 106
17 300
Bénéfice (perte) avant impôts
1 189
3
2 172
(945)
Impôts sur le bénéfice
281
-
506
(234)
Bénéfice (perte) net
908
3
1 666
(711)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
1,30
-
2,32
(0,97)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,29
-
2,31
(0,97)
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
10
10
34
25
Total de l’actif au 30 septembre
40 875
39 382
Total du passif au 30 septembre
5 182
5 189
Capitaux propres au 30 septembre
21 209
22 792
Capital utilisé au 30 septembre
26 412
28 009
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
188
161
544
485
Par action ordinaire (en dollars)
0,27
0,22
0,76
0,66
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 septembre
695,6
734,1
Moyenne – compte tenu d’une dilution
701,9
736,3
721,1
735,7
Annexe II
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
1 875
817
1 875
817
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
908
3
1 666
(711)
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
488
409
1 432
1 275
Dépréciation d’actifs incorporels
-
-
-
20
(Gain) perte à la vente d’actifs
(12)
(11)
(39)
(28)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
(120)
(11)
16
(210)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation :
443
342
379
(87)
Autres postes – montant net
240
143
390
223
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 947
875
3 844
482
Activités d’investissement
Acquisitions d’immobilisations
corporelles
(276)
(142)
(684)
(657)
Produits de la vente d’actifs
15
19
57
68
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
2
(2)
14
(16)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(259)
(125)
(613)
(605)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(589)
(166)
(2 127)
(778)
Annexe III
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
524
(74)
850
(1 126)
Secteur Aval
293
77
645
447
Produits chimiques
121
27
297
55
Comptes non sectoriels et autres
(30)
(27)
(126)
(87)
Bénéfice (perte) net
908
3
1 666
(711)
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 152
2 303
11 579
5 857
Secteur Aval
9 197
4 406
20 333
12 523
Produits chimiques
477
268
1 309
727
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(3 593)
(1 022)
(7 943)
(2 752)
Produits et autres revenus
10 233
5 955
25 278
16 355
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 902
1 176
5 780
3 338
Secteur Aval
7 745
3 322
16 525
8 987
Produits chimiques
244
157
693
416
Éliminations
(3 593)
(1 021)
(7 946)
(2 766)
Achats de pétrole brut et de produits
6 298
3 634
15 052
9 975
Production et fabrication
Secteur Amont
1 120
863
3 395
2 855
Secteur Aval
356
335
1 039
1 086
Produits chimiques
49
48
145
157
Éliminations
-
-
-
-
Production et fabrication
1 525
1 246
4 579
4 098
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
-
-
-
-
Secteur Aval
141
140
416
456
Produits chimiques
21
23
68
69
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
18
(13)
85
(26)
Frais de vente et frais généraux
180
150
569
499
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
151
78
366
454
Secteur Aval
120
50
308
177
Produits chimiques
2
4
6
15
Comptes non sectoriels et autres
4
9
19
33
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
277
141
699
679
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
2
2
6
6
Annexe IV
Données d’exploitation
Troisième trimestre
Neuf mois
2021
2020
2021
2020
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
194
134
185
143
Cold Lake
135
131
139
131
Syncrude
78
67
68
63
Classique
8
8
9
12
Total de la production de pétrole brut
415
340
401
349
LGN mis en vente
1
1
2
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
416
341
403
351
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
112
144
119
158
Production brute d’équivalent pétrole
(a)
435
365
423
377
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
185
133
178
140
Cold Lake
111
119
112
125
Syncrude
66
67
60
63
Classique
7
6
8
10
Total de la production de pétrole brut
369
325
358
338
LGN mis en vente
1
3
1
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
370
328
359
340
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
111
145
118
151
Production nette d’équivalent pétrole
(a)
389
352
379
365
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
285
192
262
204
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
174
167
186
178
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) (b)
1
1
-
2
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
60,44
35,95
55,30
22,24
Pétrole synthétique (le baril)
85,94
50,79
77,62
49,06
Pétrole brut classique (le baril)
59,94
29,45
55,49
30,10
LGN (le baril)
57,16
18,91
45,10
13,06
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
3,88
1,79
3,50
1,72
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
404
341
367
334
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
94
81
86
79
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
250
241
219
217
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
158
137
152
147
Mazout lourd
28
26
25
19
Huiles lubrifiantes et autres produits
49
45
46
40
Ventes nettes de produits pétroliers
485
449
442
423
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
203
197
636
573
(a)
Gaz converti en équivalent pétrole à
raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
(b)
Ventes de LGN de 2021 en cumul annuel
arrondies à zéro.
Annexe V
Bénéfice (perte) net par
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
action ordinaire – résultat dilué
(a)
en millions de dollars
canadiens
dollars canadiens
2017
Premier trimestre
333
0,39
Deuxième trimestre
(77)
(0,09)
Troisième trimestre
371
0,44
Quatrième trimestre
(137)
(0,16)
Exercice
490
0,58
2018
Premier trimestre
516
0,62
Deuxième trimestre
196
0,24
Troisième trimestre
749
0,94
Quatrième trimestre
853
1,08
Exercice
2 314
2,86
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Troisième trimestre
424
0,56
Quatrième trimestre
271
0,36
Exercice
2 200
2,88
2020
Premier trimestre
(188)
(0,25)
Deuxième trimestre
(526)
(0,72)
Troisième trimestre
3
-
Quatrième trimestre
(1 146)
(1,56)
Exercice
(1 857)
(2,53)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Exercice
1 666
2,31
(a)
Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions
en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres
présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas
prescrites par les principes comptables généralement reconnus
(PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures
financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la
Securities and Exchange Commission. Le rapprochement de ces mesures
financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus
comparable selon les PCGR, ainsi que d’autres renseignements requis
par le présent règlement ont été fournis. Les mesures non conformes
aux PCGR n’ont pas de définition normalisée et, à ce titre, peuvent
ne pas être directement comparables aux mesures présentées par
d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures
financières conformes aux PCGR.
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le
fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors
le fonds de roulement, sont le total des flux de trésorerie
provenant des activités d’exploitation moins les variations de
l’actif et du passif d’exploitation de la période. La direction
croit qu’il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces
chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la
compagnie pour les périodes où il existe d’importants écarts d’une
période au niveau des variations du fonds de roulement. Les
variations du fonds de roulement correspondent aux « Variations de
l’actif et du passif d’exploitation », telles qu’elles sont
indiquées dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la
compagnie et dans l’Annexe II du présent document. Cette mesure
évalue les flux de trésorerie au niveau de l’exploitation et, à ce
titre, n’inclut pas le produit de la vente d’actifs, tel que défini
dans les flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation et de
vente d’actifs dans la rubrique Terminologie du formulaire 10-K
annuel de la compagnie.
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 947
875
3 844
482
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
443
342
379
(87)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 504
533
3 465
569
Flux de trésorerie disponible
Le flux de trésorerie disponible est le flux de trésorerie issu
des activités d’exploitation, moins les acquisitions
d’immobilisations corporelles et les placements en actions de la
société, plus le produit de la vente d’actifs. Cette mesure est
utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités
de financement (y compris, mais sans s’y limiter, les dividendes et
les achats d’actions) après des investissements dans
l’entreprise.
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 947
875
3 844
482
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Acquisitions d’immobilisations
corporelles
(276)
(142)
(684)
(657)
Produits de la vente d’actifs
15
19
57
68
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
2
(2)
14
(16)
Flux de trésorerie disponible
1 688
750
3 231
(123)
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est le
bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels
individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice
total de l’entreprise d’au moins 100 millions de dollars au cours
d’un trimestre donné. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un
élément identifié pour un secteur individuel peut être inférieure à
100 millions de dollars lorsque l’élément touche plusieurs
secteurs. La direction croit qu’il est utile pour les investisseurs
de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement
sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où
l’une des périodes, ou les deux, comprennent des éléments
identifiés. Tous les éléments identifiés sont présentés après
impôt.
Il n’y a eu aucun élément identifié au troisième trimestre ou en
cumul annuel pour 2021 et 2020.
Coûts d’exploitation (coûts financiers)
Les coûts d’exploitation se consistent comme suit : (1)
Production et fabrication; (2) Frais de vente et frais généraux; et
(3) Exploration, dans l’état consolidé des résultats de la
compagnie et comme déclarés dans l’Annexe III du présent document.
La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication
des coûts d’exploitation et ne représente pas les décaissements
totaux de la compagnie. Cette mesure est utile pour que les
investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour
optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des
dépenses.
Rapprochement des coûts
d’exploitation
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Total des dépenses
9 044
5 952
23 106
17 300
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
6 298
3 634
15 052
9 975
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
535
470
1 404
1 290
Dépréciation et épuisement
488
409
1 432
1 295
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
11
31
32
91
Financement
5
10
32
46
Total des coûts d’exploitation
1 707
1 398
5 154
4 603
Composants des coûts
d’exploitation
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Production et fabrication
1 525
1 246
4 579
4 098
Frais de vente et frais généraux
180
150
569
499
Exploration
2
2
6
6
Coûts d’exploitation
1 707
1 398
5 154
4 603
Secteur Amont
1 122
865
3 401
2 861
Secteur Aval
497
475
1 455
1 542
Produits chimiques
70
71
213
226
Comptes non sectoriels / Éliminations
18
(13)
85
(26)
Coûts d’exploitation
1 707
1 398
5 154
4 603
Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires)
Les coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires) sont
calculés à partir de la production totale brute d’équivalent
pétrole et sont calculés pour le segment Amont, ainsi que pour les
principaux actifs du secteur. Cette mesure est utile pour que les
investisseurs comprennent les efforts de gestion des dépenses
déployés pour les principaux actifs de la compagnie à titre de
composants dans le cadre général du secteur Amont. Les coûts
d’exploitation unitaires, comme utilisés par la direction, ne
correspondent pas directement à la définition des « Coûts de
production unitaires moyens » énoncée par la Securities and
Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le
formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Troisième trimestre
2021
2020
en millions de dollars canadiens
Secteur
Amont (a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Secteur
Amont (a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 120
425
288
331
863
342
185
279
Frais de vente et frais généraux
-
-
-
-
-
-
-
-
Exploration
2
-
-
-
2
-
-
-
Coûts d’exploitation
1 122
425
288
331
865
342
185
279
Production brute d’équivalent pétrole
435
194
135
78
365
134
131
67
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires
(en dollars par baril
d’équivalent
pétrole)
28,04
23,81
23,19
46,13
25,76
27,74
15,35
45,26
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
22,15
18,81
18,32
36,44
19,32
20,81
11,51
33,95
2021 0,79 $ US; 2020 0,75 $ US
Neuf mois
2021
2020
en millions de dollars canadiens
Secteur
Amont (a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Secteur
Amont (a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Production et fabrication
3 395
1 341
802
1 055
2 855
1 187
653
830
Frais de vente et frais généraux
-
-
-
-
-
-
-
-
Exploration
6
-
-
-
6
-
-
-
Coûts d’exploitation
3 401
1 341
802
1 055
2 861
1 187
653
830
Production brute d’équivalent pétrole
423
185
139
68
377
143
131
63
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires
(en dollars par baril
d’équivalent
pétrole)
29,45
26,55
21,13
56,83
27,70
30,29
18,19
48,08
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
23,56
21,24
16,90
45,46
20,50
22,41
13,46
35,58
2021 0,80 $ US; 2020 0,74 $ US
(a) Le secteur Amont comprend Kearl, Cold
Lake, la part de l’Impériale de Syncrude et d’autres.
Après plus d’un siècle d’existence, l’Impériale
demeure un acteur majeur dans la promotion de la technologie et de
l’innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques
du Canada de façon responsable. Principal raffineur de produits
pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut,
producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la
distribution de carburant à l’échelle du pays, notre entreprise
continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce,
dans tous les secteurs d’activité.
Source: Imperial
Consultez la
version source sur businesswire.com : https://www.businesswire.com/news/home/20211029005134/fr/
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