- Bénéfice net trimestriel de 1 195 millions de dollars
- Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 076
millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation hors le fonds de roulement1 de 1 521 millions de
dollars
- Production du secteur Amont de 421 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour
- Production au premier trimestre la plus élevée jamais
enregistrée à Kearl, avec une production brute totale de 277 000
barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale
se chiffrant à 196 000 barils)
- Poursuite de l’avancement du projet Grand Rapids à Cold Lake,
conformément au plan d’augmentation de la production dans les
semaines à venir
- Solides résultats opérationnels du secteur Aval, avec un taux
d’utilisation de la capacité des raffineries de 94 pour cent et le
débit au premier trimestre le plus élevé jamais enregistré à
Nanticoke
- La marque Esso est numéro un du marché de détail au Canada en
20232
- Dépôt des demandes réglementaires pour le projet de captage et
de stockage du carbone de l’Alliance Nouvelles voies
- Déclaration d’un dividende trimestriel de 60 cents par
action
L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 195
1 248
(53)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,23
2,13
+0,10
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
496
429
+67
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au premier
trimestre de 1 195 millions de dollars, comparativement à un
bénéfice net de 1 365 millions de dollars au quatrième trimestre de
2023, reflétant une baisse saisonnière prévue de la production du
secteur Amont. Les flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation se sont élevés à 1 076 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 les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 1 521
millions de dollars, comparativement à 1 799 millions de dollars au
quatrième trimestre de 2023.
« Les résultats financiers de L’Impériale pour le premier
trimestre reflètent la force de notre modèle d’affaires intégré,
puisque nous avons enregistré une production record à Kearl au
premier trimestre et que nous avons continué d’afficher des taux
d’utilisation élevés dans l’ensemble de notre réseau de raffinage
», a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration,
président et chef de la direction. « En outre, nous avons fait
progresser des projets clés tels que l’installation de diesel
renouvelable de Strathcona et que Grand Rapids à Cold Lake, qui
soutiennent à la fois l’augmentation des volumes et la réduction
des émissions pour répondre aux besoins énergétiques du Canada
».
La production du secteur Amont s’est élevée en moyenne à 421 000
barils d’équivalent pétrole brut par jour au premier trimestre. À
Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en
moyenne à 277 000 barils par jour (la part de L’Impériale se
chiffrant à 196 000 barils), soit la production la plus élevée au
premier trimestre de son histoire. À Cold Lake, la production
trimestrielle s’est établie en moyenne à 142 000 barils bruts par
jour. La mise en service de l’injection de vapeur de la phase 1 du
projet Grand Rapids s’est poursuivie tout au long du trimestre,
conformément aux objectifs d’augmentation de la production au cours
des prochaines semaines. Le projet devrait permettre de produire 15
000 barils bruts à plein régime et de réduire l’intensité des
émissions de gaz à effet de serre de 40 pour cent par rapport aux
procédés à la vapeur existants.
Dans le secteur Aval, le débit au cours du trimestre s’est élevé
en moyenne à 407 000 barils par jour, y compris le débit au premier
trimestre le plus élevé jamais enregistré à Nanticoke, avec un taux
d’utilisation global de la capacité des raffineries de 94 pour cent
et des ventes de produits pétroliers de 450 000 barils par jour.
D’après les données sur les parts de marché de détail publiées au
premier trimestre, Esso est désormais numéro un au Canada en tant
que marque autonome2, consolidant ainsi la position de numéro un
occupée précédemment par les marques combinées Esso et Mobil. Tout
au long du trimestre, la compagnie a poursuivi les travaux sur la
plus grande installation de diesel renouvelable du Canada à sa
raffinerie de Strathcona. Les activités de construction sont en
cours sur un certain nombre d’unités et progressent comme prévu.
Une fois achevé, ce projet devrait produire plus d’un milliard de
litres de diesel renouvelable par an, issu principalement de
charges d’alimentation locales, et permettre au Canada d’atteindre
son objectif de carboneutralité d’ici 2050.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 278 millions de
dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a
déclaré un dividende de 60 cents par action au deuxième trimestre.
« Un dividende fiable et croissant est le fondement de notre
programme de rendement pour les actionnaires et, avec notre
augmentation du premier trimestre, nous sommes maintenant en mesure
d’assurer 30 années consécutives de croissance du dividende », a
déclaré M. Corson.
En mars, les dépôts de demandes réglementaires ont commencé pour
le projet de captage et de stockage du carbone de l’Alliance
Nouvelles voies, notamment pour les demandes du réseau de
transport. Les membres de l’Alliance Nouvelles voies ont collaboré
à l’élaboration et à la préparation de ces demandes tout en
discutant du projet avec les groupes autochtones, les communautés
locales, les propriétaires fonciers et les gouvernements. « Les
demandes réglementaires représentent un jalon important », a
déclaré M. Corson. « Notre industrie a un rôle important à jouer
dans la transition énergétique et L’Impériale est bien placée pour
continuer à rechercher des occasions stratégiques de réduire les
émissions, de procurer des avantages économiques aux communautés
locales et autochtones et de créer de la valeur pour ses
actionnaires. »
Faits saillants du premier trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 195 millions de dollars,
soit 2,23 dollars par action sur une base diluée,
comparativement à 1 248 millions de dollars ou 2,13 dollars par
action au premier trimestre de 2023.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 1 076 millions de dollars, en hausse par rapport
aux flux de trésorerie utilisés pour les activités d’exploitation
de 821 millions de dollars pour le premier trimestre de 2023. Les
flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds
de roulement1, se sont élevés à 1 521 millions de dollars,
comparativement à 1 554 millions de dollars pour la même période en
2023.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 496 millions de dollars, une hausse comparativement
aux 429 millions de dollars au premier trimestre de 2023.
- La société a distribué 278 millions de dollars aux
actionnaires au premier trimestre de 2024 sous forme de
dividendes versés.
- La production s’est établie en moyenne à 421 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, en hausse par rapport aux
413 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour à la même période
en 2023.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 277 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 196 000 barils), soit la production la
plus élevée au premier trimestre de l’histoire de l’actif et en
hausse par rapport aux 259 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 184 000 barils) au cours du premier
trimestre de 2023, cela étant attribuable principalement aux
solides résultats de l’équipement minier et des installations.
- La production brute totale de bitume au site de Cold Lake
s’est établie en moyenne à 142 000 barils par jour, en hausse
par rapport aux 141 000 barils par jour au premier trimestre de
2023.
- La mise en service de l’injection de vapeur du projet Grand
Rapids (PGR1) s’est poursuivie, conformément aux objectifs
d’augmentation de la production au cours des prochaines
semaines. PGR1 sera le premier déploiement dans l’industrie de
la technologie de séparation gravitaire stimulée par injection de
vapeur (SGSIV) avec adjonction de solvant. Ce projet devrait
permettre de produire 15 000 barils bruts par jour à plein régime
tout en réduisant l’intensité des émissions de gaz à effet de serre
de 40 pour cent par rapport à la technologie existante de
simulation cyclique par la vapeur d’eau.
- La quote-part de la société dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 73 000 barils par jour,
comparativement à 76 000 barils par jour au premier trimestre de
2023. Les activités d’entretien planifiées de l’unité de
cokéfaction de Syncrude ont commencé à la fin mars et devraient
s’achever au deuxième trimestre.
- Le débit moyen des raffineries a été de 407 000 barils par
jour, y compris le débit au premier trimestre le plus élevé jamais
enregistré à Nanticoke, comparativement aux 417 000 barils par
jour au premier trimestre de 2023. Le taux d’utilisation de la
capacité s’est situé à 94 pour cent, comparativement à 96 pour cent
au premier trimestre de 2023.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 450 000 barils
par jour, comparativement aux 455 000 barils par jour au
premier trimestre de 2023.
- La compagnie a poursuivi les travaux sur l’installation de
diesel renouvelable de Strathcona. Les activités de construction
sont en cours sur un certain nombre d’unités et progressent comme
prévu. Une fois achevé, ce projet devrait produire plus d’un
milliard de litres de diesel renouvelable par an, issu de charges
d’alimentation locales, et permettre au Canada d’atteindre son
objectif de carboneutralité d’ici 2050.
- Esso est devenue le numéro un du marché canadien en 2023 en
tant que marque autonome, selon des données de parts de marché
publiées au premier trimestre2. La compagnie consolide ainsi la
position de numéro un du marché de détail canadien occupée
précédemment par les marques combinées Esso et Mobil.
- À la suite d’une décision proactive d’effectuer des travaux
d’entretien préventif sur le pipeline de Winnipeg,
l’approvisionnement régulier en carburant de la région est
assuré par des réseaux de transport temporaires.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 57
millions de dollars pour le trimestre, en hausse par rapport à
53 millions de dollars au premier trimestre de 2023.
- L’Alliance Nouvelles voies dépose des demandes
réglementaires auprès de l’Alberta Energy Regulator pour un projet
de captage et de stockage du carbone. Les objectifs fixés par
l’Alliance Nouvelles voies visent à réduire les émissions liées à
l’exploitation des sables bitumineux (portées 1 et 2) pour
atteindre la carboneutralité d’ici 2050.
Contexte commercial récent
Au cours du premier trimestre de 2024, le prix du pétrole brut
est resté relativement stable par rapport au quatrième trimestre
2023, les marchés continuant d’être raisonnablement équilibrés
grâce à des niveaux de stocks plus élevés. Le différentiel WTI/WCS
canadien a commencé à se resserrer au premier trimestre, mais est
resté au même niveau que la moyenne pour l’exercice complet de
2023. Les marges de raffinage se sont améliorées au cours du
premier trimestre de 2024, principalement en raison des temps
d’arrêt de l’industrie et des perturbations de
l’approvisionnement.
Résultats d’exploitation Comparaison des premiers
trimestres de 2024 et 2023
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 195
1 248
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,23
2,13
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2024
330
310
60
(120)
(22)
558
Prix : les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de
16,23 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une
hausse des prix et au resserrement du différentiel WTI/WCS. Les
prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont chuté
de 8,94 $ le baril, une baisse principalement due au resserrement
du différentiel synthétique/WTI.
Volumes : la hausse des volumes est principalement attribuable
aux solides résultats de l’équipement minier et des installations à
Kearl.
Redevances : l’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Premier trimestre
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2024
2023
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
76,86
75,98
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
57,50
51,42
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
19,36
24,56
Bitume (le baril)
66,56
50,33
Pétrole brut synthétique (le baril)
93,51
102,45
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,74
0,74
Production
Premier trimestre
en milliers de barils par jour
2024
2023
Kearl (part de L’Impériale)
196
184
Cold Lake
142
141
Syncrude (a)
73
76
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
277
259
(a) Au premier trimestre de 2023, la production brute de Syncrude
comprenait environ deux milliers 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 au site de Kearl est principalement
attribuable aux solides résultats de l’équipement minier et des
installations.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
870
(190)
(49)
631
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Premier trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2024
2023
Débit des raffineries
407
417
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
94
96
Ventes de produits pétroliers
450
455
La baisse du débit des raffineries est principalement
attribuable aux activités d’entretien mineures.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
53
—
4
57
Comptes non sectoriels et autres
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(51)
(5)
Situation de trésorerie et sources de financement
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
1 076
(821)
Activités d’investissement
(481)
(414)
Activités de financement
(283)
(271)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
312
(1 506)
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
1 176
2 243
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement l’absence d’effets défavorables du fonds
de roulement liés 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 :
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
Dividendes versés
278
266
Dividende par action versé (en
dollars)
0,50
0,44
Rachats d’actions (a)
—
—
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
—
—
(a) La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours des premiers
trimestres de 2024 et 2023.
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 futurs projets liés au captage, au
transport et au stockage du carbone, aux biocarburants, à
l’hydrogène et à d’autres futurs projets 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 de nouvelles règles et l’octroi de permis
en temps opportun, 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 notamment les conséquences et le calendrier de
la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, y compris la
production prévue et les réductions de l’intensité des émissions de
gaz à effet de serre, ainsi que le calendrier de l’augmentation de
la production pour ce projet; le projet de diesel renouvelable
Strathcona de l’entreprise, y compris le calendrier, les sources
des charges d’alimentation, la production prévue et la réduction
des émissions de gaz à effet de serre; d’autres références aux
opérations de la société contribuant à réduire les émissions, à
apporter des bienfaits économiques, à créer de la valeur pour les
actionnaires et répondre aux besoins et aux ambitions énergétiques
du Canada; le calendrier des activités d’entretien de l’unité de
cokéfaction de Syncrude; des références au programme de rendement
pour les actionnaires de la société et à la croissance potentielle
future des dividendes; ainsi que les progrès et les objectifs du
projet de captage et de stockage du carbone de l’Alliance Nouvelles
voies.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles
de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses
émises au moment de la déclaration. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la demande d’énergie future, l’offre et le
bouquet énergétiques; les taux, la croissance et la composition de
la production de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier,
les coûts, les évaluations techniques et les capacités et
l’aptitude de la société à exécuter efficacement ces plans et à
exploiter ses actifs, y compris le projet de Grand Rapids Phase 1 à
Cold Lake et le complexe de production de diesel renouvelable de
Strathcona; en ce qui concerne les rendements pour les
actionnaires, les hypothèses comme les prévisions de flux de
trésorerie, les sources de financement et la structure du capital;
l’adoption et les incidences de nouvelles installations ou
technologies sur les réductions de l’intensité des émissions de gaz
à effet de serre, notamment le recours à des technologies comme le
remplacement par des solvants du processus à vapeur à forte
intensité d’énergie à Cold Lake, le diesel renouvelable à
Strathcona, le captage et le stockage du carbone, y compris en
relation avec l’hydrogène 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; 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; l’appui des responsables des
politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les
nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone;
la réception des approbations réglementaires en temps voulu, en
particulier en ce qui concerne les projets de réduction des
émissions à grande échelle; le rendement des tiers fournisseurs de
services; le taux d’utilisation de la capacité de raffinage; les
lois applicables 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, telles que les dividendes
et le rendement pour les actionnaires, y compris le calendrier et
les montants des rachats 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 les gouvernements étrangers en ce qui concerne
les niveaux d’approvisionnement et les prix et la survenance de
guerres; la disponibilité et la répartition du capital; la
réception, en temps utile, des approbations réglementaires et
tierces, notamment pour les nouvelles technologies qui aideront la
société à atteindre ses objectifs de réduction des émissions; les
résultats des programmes de recherche et des nouvelles
technologies, ainsi que la capacité de porter les nouvelles
technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la
compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres
technologies de réduction des émissions; l’absence, le retard ou
l’incertitude quant au soutien par les gouvernements et les
responsables des politiques pour l’adoption de nouvelles
technologies de réduction des 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 événements politiques ou réglementaires, y compris
les modifications apportées aux lois ou aux politiques
gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois
fiscales, y compris l’impôt sur le rachat d’actions; 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; 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 la Société
Pétrolière 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 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 des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf
si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et
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
Trois mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
12 283
12 121
Total des dépenses
10 711
10 476
Bénéfice (perte) avant impôts
1 572
1 645
Impôts sur le bénéfice
377
397
Bénéfice (perte) net
1 195
1 248
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
2,23
2,14
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,23
2,13
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
2
8
Total de l’actif au 31 mars
42 513
42 115
Total de la dette au 31 mars
4 127
4 149
Capitaux propres au 31 mars
23 112
23 435
Capital utilisé au 31 mars
27 264
27 610
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
321
257
Par action ordinaire (en dollars)
0,60
0,44
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 31 mars
535,8
584,2
Moyenne – compte tenu d’une dilution
536,9
585,4
Annexe II
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
1 176
2 243
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 195
1 248
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
490
490
(Gain) perte à la vente d’actifs
(2)
(9)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
(164)
(56)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(445)
(2 375)
Autres postes – montant net
2
(119)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 076
(821)
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(497)
(429)
Produits de la vente d’actifs
4
14
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
12
1
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(481)
(414)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(283)
(271)
Annexe III
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
558
330
Secteur Aval
631
870
Produits chimiques
57
53
Comptes non sectoriels et autres
(51)
(5)
Bénéfice (perte) net
1 195
1 248
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 168
3 700
Secteur Aval
13 639
13 482
Produits chimiques
419
433
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(5 943)
(5 494)
Produits et autres revenus
12 283
12 121
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 813
1 543
Secteur Aval
11 591
11 196
Produits chimiques
260
274
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(5 958)
(5 535)
Achats de pétrole brut et de produits
7 706
7 478
Production et fabrication
Secteur Amont
1 188
1 287
Secteur Aval
421
411
Produits chimiques
53
58
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
2
—
Production et fabrication
1 664
1 756
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
Secteur Aval
162
157
Produits chimiques
26
26
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
58
3
Frais de vente et frais généraux
246
186
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
290
321
Secteur Aval
153
74
Produits chimiques
5
4
Comptes non sectoriels et autres
48
30
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
496
429
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
1
1
Annexe IV
Données d’exploitation
Trois mois
2024
2023
Production brute de pétrole brut
(en milliers de barils par jour)
Kearl
196
184
Cold Lake
142
141
Syncrude (a)
73
76
Classique
5
5
Total de la production de pétrole brut
416
406
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
30
40
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
421
413
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut
(en milliers de barils par jour)
Kearl
183
171
Cold Lake
108
118
Syncrude (a)
61
70
Classique
5
5
Total de la production de pétrole brut
357
364
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
30
37
Production nette d’équivalent
pétrole (b)
362
370
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
277
261
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
190
190
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
66,56
50,33
Pétrole brut synthétique (le baril)
93,51
102,45
Pétrole brut classique (le baril)
52,21
65,02
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
0,24
3,05
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
407
417
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
94
96
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
215
213
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
170
183
Huiles lubrifiantes et autres produits
43
42
Mazout lourd
22
17
Ventes nettes de produits pétroliers
450
455
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
215
218
(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)
—
2
Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de
barils par jour)
—
2
(b) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de
pieds cubes pour mille barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – résultat dilué (a)
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
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
(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
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 076
(821)
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(445)
(2 375)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 521
1 554
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
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 076
(821)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(497)
(429)
Produits de la vente d’actifs
4
14
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
12
1
Flux de trésorerie disponible
595
(1 235)
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 aux premiers trimestres
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
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Total des dépenses
10 711
10 476
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
7 706
7 478
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
591
529
Dépréciation et épuisement
490
490
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
1
20
Financement
12
16
Charges d’exploitation
décaissées
1 911
1 943
Composants des charges d’exploitation décaissées
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 664
1 756
Frais de vente et frais généraux
246
186
Exploration
1
1
Charges d’exploitation
décaissées
1 911
1 943
Contributions des segments au total des charges
d’exploitation décaissées
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Secteur Amont
1 189
1 288
Secteur Aval
583
568
Produits chimiques
79
84
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
60
3
Charges d’exploitation
décaissées
1 911
1 943
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
Trois 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
1 188
498
309
342
1 287
558
302
399
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
1
—
—
—
1
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
1 189
498
309
342
1 288
558
302
399
Production brute d’équivalent pétrole
421
196
142
73
413
184
141
76
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées
unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
31,04
27,92
23,91
51,48
34,65
33,70
23,80
58,33
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
22,97
20,66
17,69
38,10
25,64
24,94
17,61
43,16
2024 0,74 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.
2 Sur la base des données de l’enquête
Kalibrate pour l’année 2023.
Après plus d’un siècle d’existence, L’Impériale
demeure un acteur majeur dans la promotion de la technologie et de
l’innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques
du Canada de façon responsable. Principal raffineur de produits
pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut,
producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la
distribution de carburant à l’échelle du pays, notre entreprise
continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce,
dans tous les secteurs d’activité.
Source : Imperial
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From Feb 2025 to Mar 2025
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