- Bénéfice net de 813 millions de dollars, flux de
trésorerie issus des activités d’exploitation de
1 632 millions de dollars et flux de trésorerie
disponible1 de 1 233 millions de dollars au quatrième
trimestre
- Production annuelle la plus élevée en plus de 30 ans pour
le secteur en Amont, appuyée par la production annuelle record de
Kearl et une forte production continue à Cold Lake
- Poursuite du rétablissement de la demande de carburant et taux
d’utilisation de la capacité de raffinage du secteur Aval de
89 % pour l’ensemble de l’exercice
- Plus forte hausse des bénéfices du secteur Produits chimiques
en plus de 30 ans
- Rendements pour les actionnaires records de près de
3 milliards de dollars en 2021 par le biais de paiements
de dividendes et de rachats d’actions dans le cadre du programme
d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la
compagnie
- La compagnie a également déclaré une augmentation du dividende
de 26 %, qui passe de 0,27 dollar à 0,34 dollar par
action.
- Annonce de plans de réduction de l’intensité des émissions de
gaz à effet de serre associées aux sables bitumineux pour 2030
en vue d’attendre la carboneutralité d’ici 2050 dans les
installations d’exploitation de sables bitumineux
Imperial Oil Limited (TSE: IMO, NYSE American: IMO):
Ce communiqué de presse contient des éléments
multimédias. Voir le communiqué complet ici :
https://www.businesswire.com/news/home/20220201005590/fr/
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice
(perte) net du quatrième trimestre (Graphic: Business Wire)
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2021
2020
∆
2021
2020
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
813
(1 146
)
+1 959
2 479
(1 857
)
+4 336
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,18
(1,56
)
+2,74
3,48
(2,53
)
+6,01
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
441
195
+246
1 140
874
+266
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé de 813 millions de
dollars au quatrième trimestre et des flux de trésorerie issus des
activités d’exploitation de 1 632 millions de dollars, une
diminution par rapport au bénéfice net de 908 millions de dollars
et aux flux de trésorerie issus des activités d’exploitation de 1
947 millions de dollars au troisième trimestre de 2021. Les
résultats du quatrième trimestre reflètent la vigueur soutenue du
rendement d’exploitation et des prix des matières premières,
lesquels sont partiellement annulés par les répercussions des
froids extrêmes sur les activités d’extraction de sables bitumineux
de la compagnie en décembre, ainsi qu’un certain nombre de
variations ponctuelles distinctes des bénéfices d’environ 160
millions de dollars. Aucune incidence importante actuelle ou future
sur la trésorerie n’est associée à ces variations ponctuelles. Le
bénéfice net estimé pour l’ensemble de l’exercice a été de 2 479
millions de dollars, le chiffre le plus élevé depuis 2014, et les
flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation se sont établis
à 5 476 millions de dollars.
« L’année écoulée a démontré la force du modèle d’affaires
intégré de l’Impériale et la valeur que nous avons créée en
réduisant les coûts structurels et en privilégiant sans relâche la
fiabilité de nos activités et une croissance rentable de nos
secteurs essentiels », déclare Brad Corson, président du conseil
d’administration, président et chef de la direction.
¹ Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et
le rapprochement, voir l’Annexe VI.
La production du secteur Amont pour le quatrième trimestre s’est
élevée en moyenne à 445 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, portant la production annuelle à 428 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour, le chiffre le plus élevé depuis plus de 30
ans. La production brute trimestrielle totale de Kearl a été en
moyenne de 270 000 barils par jour, un résultat qui reflète
l’impact des froids extrêmes sur les activités en décembre. Sur une
base annuelle, la production brute totale de Kearl de 263 000
barils par jour porte la production annuelle à un sommet inégalé
depuis le record antérieur de 41 000 barils par jour. À Cold Lake,
la production trimestrielle a été en moyenne de 142 000 barils par
jour, pour une production annuelle de 140 000 barils par jour grâce
aux efforts continus visant à optimiser la production et à
améliorer la fiabilité.
Dans le secteur Aval, le débit a continué d’augmenter au
quatrième trimestre pour s’établir en moyenne à 416 000 barils par
jour. L’utilisation des capacités de production était de 97 %, soit
une hausse de 3 % par rapport au troisième trimestre de 2021. Les
ventes de produits pétroliers se sont chiffrées en moyenne à 496
000 barils par jour pour le trimestre, un résultat qui reflète le
rétablissement continu de la demande de carburant. Pour l’ensemble
de l’exercice, le débit moyen a été de 379 000 barils par jour, le
taux d’utilisation de la capacité de 89 %, et les ventes de
produits pétroliers de 456 000 barils par jour.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques au quatrième
trimestre est de 64 millions de dollars, et son bénéfice net pour
l’ensemble de l’exercice de 361 millions de dollars, soit le
chiffre le plus élevé en plus de 30 ans. Les résultats du secteur
Produits chimiques continuent d’être attribuables à la vigueur des
marges sur les ventes de polyéthylène et à un excellent rendement
d’exploitation.
Au cours du trimestre, l’Impériale a versé 949 millions de
dollars à ses actionnaires en dividendes et par le rachat
d’actions, produisant des rendements pour les actionnaires de près
de 3 milliards de dollars, le chiffre le plus élevé dans l’histoire
de la compagnie. En vue d’accroître encore plus les rendements pour
les actionnaires, la compagnie a annoncé, en novembre, des plans
visant à accélérer les rachats d’actions dans le cadre de son
programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des
activités, et les achats des actions restantes dans le cadre de ce
programme étaient achevés au 31 janvier 2022. La compagnie a
également déclaré une augmentation du dividende de 26% à 0,34
dollar par action au premier trimestre.
« En 2021, l’Impériale a généré des flux de trésorerie issus des
activités d’exploitation d’environ 5,5 milliards de dollars et
environ 4,5 milliards de dollars de flux de trésorerie disponible¹.
La compagnie est déterminée à remettre de l’argent aux
actionnaires, comme en font foi ses distributions records pour
l’exercice écoulé », précise Brad Corson. « Après l’achèvement de
son offre publique de rachat accéléré dans le cours normal des
activités en janvier et l’importante hausse du dividende annoncée
plus tôt aujourd’hui, l’Impériale évalue activement les options qui
se présentent à elle en vue de verser des distributions
supplémentaires aux actionnaires. »
Après le trimestre, l’Impériale a annoncé des plans visant à
réduire davantage l’intensité de ses émissions de gaz à effet de
serre au cours de la prochaine décennie afin d’aider le Canada à
atteindre ses objectifs de carboneutralité. D’ici la fin de 2030,
l’Impériale s’attend à avoir réduit de 30 %, par rapport aux
niveaux de 2016, l’intensité des émissions de gaz à effet de serre
de niveau 1 et de niveau 2 à ses installations d’extraction de
sables bitumineux. « Je suis fier de nos progrès en matière de
réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre à
nos installations de sables bitumineux, et notre récente annonce
est un autre jalon important vers l’atteinte de la carboneutralité
pour ces actifs d’ici 2050 », ajoute M. Corson. « En tant que
membre fondatrice de l’alliance Oil Sands Pathways to Net Zero, la
compagnie continuera de collaborer à la proposition de solutions à
plus faibles émissions. »
Faits marquants du quatrième trimestre
- Le bénéfice net a été de 813 millions de dollars, ou 1,18
dollar par action sur une base diluée, comparativement à une
perte nette de 1 146 millions de dollars, ou 1,56 dollar par action
au quatrième trimestre de 2020. Le bénéfice net hors les éléments
identifiés¹ est de 813 millions de dollars au quatrième trimestre
de 2021, en hausse par rapport aux 25 millions de dollars pour la
même période en 2020.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation se sont élevés à 1 632 millions de dollars, une
hausse par rapport aux 316 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 1 648
millions de dollars, une hausse comparativement aux 564 millions de
dollars pour la même période en 2020.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 441 millions de dollars, une hausse comparativement
aux 195 millions de dollars au troisième trimestre de 2020. Les
dépenses en immobilisations et frais d’exploration pour l’ensemble
de l’exercice ont totalisé 1 140 millions de dollars, alors que la
compagnie poursuivait un certain nombre de projets, dont ceux
d’infrastructure de résidus en fosse de Kearl et de remplacement du
pipeline de produits de Sarnia.
- La compagnie a distribué 949 millions de dollars aux
actionnaires au quatrième trimestre de 2021, dont 761 millions
de dollars en rachats d’actions accélérés et 188 millions de
dollars en dividendes.
- La production s’est établie en moyenne à 445 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, contre 460 000 barils par
jour à la même période en 2020. La baisse de la production est
principalement attribuable aux froids extrêmes en décembre
2021.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 270 000 barils par jour (la part de
l’Impériale se chiffrant à 191 000 barils) contre 284 000 barils
par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 202 000 barils) au
cours du quatrième trimestre de 2020. L’impact des froids extrêmes
de décembre 2021 sur la production brute totale a été de 13 000
barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 9 000
barils).
- La production brute de bitume au site de Cold Lake s’est
établie en moyenne à 142 000 barils par jour, une hausse
comparativement aux 136 000 barils par jour au cours du quatrième
trimestre de 2020. La hausse de la production s’explique par
l’optimisation continue de celle-ci et par l’amélioration de la
fiabilité.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est élevée à 79 000 barils par jour, contre 87 000
barils par jour au quatrième trimestre de 2020. La production a été
affectée par un temps d’arrêt imprévu et le froid extrême en
décembre 2021.
- Le débit moyen des raffineries était de 416 000 barils par
jour, une hausse par rapport à 359 000 barils par jour au
quatrième trimestre de 2020. L’utilisation des capacités de
production était de 97 %, contre 85 % pour le quatrième trimestre
de 2020. La hausse du débit est principalement attribuable à une
demande accrue.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 496 000
barils par jour, une hausse par rapport à 416 000 barils par
jour au quatrième trimestre de 2020. La hausse des ventes de
produits pétroliers est principalement attribuable à une demande
plus forte.
- Les revenus nets du secteur Produits chimiques ont été de 64
millions de dollars pour le trimestre, en hausse par rapport
aux 23 millions de dollars du quatrième trimestre de 2020.
L’amélioration des résultats découle de la vigueur soutenue des
marges sur les ventes de polyéthylène et d’un excellent rendement
d’exploitation.
- En janvier, l’Impériale a annoncé son intention de vendre
les participations dans XTO Energy Canada qu’elle détient
conjointement avec Exxon Mobil Canada, une initiative qui
s’inscrit dans sa stratégie visant à concentrer les ressources de
son secteur Amont sur les principaux actifs des sables bitumineux.
Aucune décision finale n’a encore été prise au sujet de la vente de
ces actifs.
- En janvier, la compagnie a annoncé des plans visant à
réduire davantage l’intensité de ses émissions de gaz à effet de
serre dans ses installations de sables bitumineux, en prévoyant
une réduction de 30 %, par rapport aux niveaux de 2016, de ces
émissions d’ici 2030 et l’atteinte de la carboneutralité pour ces
activités d’ici 2050.
Contexte commercial actuel
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 et les résultats financiers de la compagnie
ont bénéficié de prix et de marges plus robustes. 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 cours de la dernière année, le taux d’inflation global a
augmenté au Canada et dans plusieurs autres pays. Les prix des
services et des matériaux continuent de varier en réponse à
l’évolution constante des marchés des matières premières et de
l’activité industrielle, une situation qui se reflète dans les
coûts d’exploitation et les dépenses en immobilisations. En
général, la compagnie tente d’atténuer ces répercussions au moyen
des réductions de coûts réalisées grâce à l’amélioration de son
efficacité et de sa productivité.
Résultats d’exploitation
Comparaison des quatrièmes trimestres
de 2021 et de 2020
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
813
(1 146)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,18
(1,56)
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés (a)
813
25
(a) mesure financière non conforme aux
PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’Annexe VI.
La compagnie a enregistré un bénéfice net
de 813 millions de dollars ou 1,18 dollar par action sur une base
diluée au quatrième trimestre de 2021, comparativement à une perte
nette de 1 146 millions de dollars ou 1,56 dollar par action pour
la même période en 2020. Les résultats de l’exercice précédent
tenaient compte d’éléments identifiés1 défavorables de 1 171
millions de dollars liés à la décision de la compagnie de ne plus
exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non
conventionnels.
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
Prix: Les prix de vente plus élevés ont fait grimper le bénéfice
net d’environ 1 090 millions de dollars, principalement en raison
de la hausse de 31,34 dollars le baril des prix moyens touchés pour
le bitume et de la hausse de 41,26 dollars le baril des prix de
vente du pétrole synthétique.
Volumes: La baisse des volumes, attribuable surtout aux froids
extrêmes aux installations de Kearl et de Syncrude ainsi qu’à un
temps d’arrêt imprévu à Syncrude, a fait reculer le bénéfice net
d’environ 80 millions de dollars.
Redevance: L’augmentation des redevances a fait baisser le
bénéfice net d’environ 180 millions de dollars, principalement en
raison de la hausse des prix des matières premières.
Éléments identifiés1: Les résultats de l’exercice précédent
tenaient compte d’éléments identifiés1 défavorables de 1 171
millions de dollars liés à la décision de la compagnie de ne plus
exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non
conventionnels.
Autres: Tous les autres éléments ont réduit le bénéfice net de
264 millions de dollars, principalement en raison de frais
d’exploitation plus élevés d’environ 230 millions de dollars et
d’effets de change défavorables d’environ 50 millions de
dollars.
Prix de vente moyens et prix
indicatifs
Quatrième trimestre
en dollars canadiens, sauf indication
contraire
2021
2020
West Texas Intermediate (en $ US)
77,04
42,70
Western Canada Select (en $ US)
62,49
33,35
Différentiel WTI/WCS (en $ US)
14,55
9,35
Bitume (le baril)
65,53
34,19
Pétrole synthétique (le baril)
92,54
51,28
Taux de change moyen (en $ US)
0,79
0,77
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 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.
Production
Quatrième trimestre
en milliers de barils par jour
2021
2020
Kearl (part de l’Impériale)
191
202
Cold Lake
142
136
Syncrude (part de l’Impériale)
79
87
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
270
284
La baisse de production à Kearl découle
principalement du froid extrême qui a sévi en décembre 2021.
La baisse de production à Syncrude est
principalement attribuable à un temps d’arrêt imprévu ainsi qu’aux
froids extrêmes de décembre 2021.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
Marges: L’augmentation des marges a fait grimper le bénéfice net
d’environ 260 millions de dollars, ce qui reflète une hausse de la
demande de produits.
Autres: Tous les autres éléments, notamment un rajustement des
stocks hors période défavorable de 60 millions de dollars2, ont
réduit le bénéfice net de 116 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de
raffinage et ventes de produits pétroliers
Quatrième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2021
2020
Débit des raffineries
416
359
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
97
85
Ventes de produits pétroliers
496
416
Le débit accru des raffineries au quatrième trimestre de 2021
reflète principalement une demande plus forte.
La hausse des ventes de produits pétroliers au quatrième
trimestre de 2021 reflète principalement une demande plus
élevée.
2 Au quatrième trimestre, la compagnie a affiché un rajustement
des stocks hors période défavorable de 60 millions de dollars. Le
rajustement des stocks se rapportait aux rapprochements résolus
relativement aux additifs aux terminaux de tiers et aux stocks de
produits aux terminaux de tiers et à ceux dont la compagnie est
actionnaire.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
Marges: L’augmentation des marges, principalement sur les ventes
de polyéthylène, a fait grimper le bénéfice net d’environ 60
millions de dollars.
Comptes non sectoriels et autres
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(46
)
(83
)
Situation de trésorerie et sources de financement
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens
2021
2020
Flux de trésorerie générés par :
Activités d’exploitation
1 632
316
Activités d’investissement
(399
)
(197
)
Activités de financement
(955
)
(165
)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
278
(46
)
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
reflètent principalement la hausse des prix touchés dans le secteur
Amont et l’accroissement des marges dans le secteur Aval.
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2021
2020
Dividendes versés
188
161
Dividende par action versé (en
dollars)
0,27
0,22
Rachats d’actions (a)
761
-
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a) (b)
17,5
-
(a) La compagnie n’a pas effectué de
rachats d’actions au quatrième trimestre de 2020, si ce n’est de
manière restreinte pour éliminer la dilution des actions émises
dans le cadre de son régime d’unités d’actions non acquises.
(b) Les rachats d’actions sont effectués
dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités de la compagnie et couvrent les actions
rachetées à Exxon Mobil Corporation, mais hors de l’offre publique
de rachat.
Le solde de trésorerie de la compagnie s’établissait à 2 153
millions de dollars au 31 décembre 2021, comparativement à 771
millions de dollars à la fin du quatrième trimestre de 2020.
Comparaison des exercices complets de 2021 et de 2020
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
2 479
(1 857)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
3,48
(2,53)
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés (a)
2 479
(686)
(a) mesure financière non conforme aux
PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’Annexe VI.
La compagnie a enregistré un bénéfice net
de 2 479 millions de dollars ou 3,48 dollars par action sur une
base diluée en 2021, comparativement à une perte nette de 1 857
millions de dollars ou 2,53 dollars par action en 2020. Les
résultats de l’exercice précédent tenaient compte d’éléments
identifiés1 défavorables de 1 171 millions de dollars liés à la
décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de
son portefeuille d’actifs non conventionnels.
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE
Prix: Les prix de vente plus élevés ont fait grimper le bénéfice
net d’environ 3 640 millions de dollars, principalement en raison
de la hausse de 32,22 dollars le baril des prix moyens touchés pour
le bitume et de la hausse de 31,85 dollars le baril des prix de
vente du pétrole synthétique.
Volumes: La hausse des volumes, principalement liée à l’absence
d’équilibrage de la production par rapport à la demande du marché,
a entraîné une augmentation du bénéfice net d’environ 550 millions
de dollars.
Redevance: L’augmentation des redevances a fait baisser le
bénéfice net d’environ 680 millions de dollars, principalement en
raison de la hausse des prix des matières premières.
Éléments identifiés1: Les résultats de l’exercice précédent
tenaient compte d’éléments identifiés1 défavorables de 1 171
millions de dollars liés à la décision de la compagnie de ne plus
exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non
conventionnels.
Autres: Tous les autres éléments ont réduit le bénéfice net de
968 millions de dollars, principalement en raison de frais
d’exploitation plus élevés d’environ 720 millions de dollars,
d’effets de change défavorables d’environ 230 millions de dollars
et d’une Subvention salariale d’urgence du Canada d’environ 60
millions de dollars inférieure à celle reçue l’an dernier par la
compagnie, qui comprend la part proportionnelle de l’Impériale dans
une coentreprise.
Prix de vente moyens et prix
indicatifs
Douze mois
en dollars canadiens, sauf indication
contraire
2021
2020
West Texas Intermediate (en $ US)
68,05
39,26
Western Canada Select (en $ US)
54,96
26,87
Différentiel WTI/WCS (en $ US)
13,09
12,39
Bitume (le baril)
57,91
25,69
Pétrole synthétique (le baril)
81,61
49,76
Taux de change moyen (en $ US)
0,80
0,75
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a augmenté en 2021, de manière essentiellement conforme
au WCS. 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.
Production
Douze mois
en milliers de barils par jour
2021
2020
Kearl (part de l’Impériale)
186
158
Cold Lake
140
132
Syncrude (part de l’Impériale)
71
69
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
263
222
La hausse de la production à Kearl est
essentiellement due à l’absence de l’équilibrage de la production
par rapport à la demande du marché de l’année précédente.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
Marges: L’augmentation des marges a fait grimper le bénéfice net
d’environ 600 millions de dollars, ce qui reflète une hausse de la
demande de produits.
Autres: Tous les autres éléments ont réduit le bénéfice net de
258 millions de dollars, principalement en raison d’effets de
change défavorables d’environ 150 millions de dollars et d’un
rajustement des stocks hors période défavorable de 74 millions de
dollars3, partiellement compensés par des frais d’exploitation plus
bas d’environ 50 millions de dollars.
3 En 2021, la compagnie a affiché un rajustement des stocks hors
période défavorable de 74 millions de dollars. Le rajustement des
stocks se rapportait aux rapprochements résolus relativement aux
stocks d’additifs et de produits aux terminaux de tiers et à ceux
dont la compagnie est actionnaire.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Douze mois
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2021
2020
Débit des raffineries
379
340
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
89
80
Ventes de produits pétroliers
456
421
La hausse du débit des raffineries en 2021, qui reflète
principalement le déclin des répercussions de la pandémie de
COVID-19, est partiellement annulée par des activités d’entretien
planifiées à Strathcona.
La hausse des ventes de produits pétroliers en 2021 reflète
principalement les répercussions moindres de la pandémie de
COVID-19.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
Marges: L’augmentation des marges, principalement sur les ventes
de polyéthylène, a fait grimper le bénéfice net d’environ 250
millions de dollars.
Comptes non sectoriels et autres
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(172
)
(170
)
Situation de trésorerie et sources de financement
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
Flux de trésorerie générés par :
Activités d’exploitation
5 476
798
Activités d’investissement
(1 012
)
(802
)
Activités de financement
(3 082
)
(943
)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
1 382
(947
)
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
reflètent principalement la hausse des prix touchés dans le secteur
Amont et l’accroissement des marges dans le secteur Aval.
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2021
2020
Dividendes versés
706
649
Dividende par action versé (en
dollars)
0,98
0,88
Rachats d’actions
2 245
274
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
56,0
9,8
(a) Les rachats d’actions sont effectués
dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités de la compagnie et couvrent les actions
rachetées à Exxon Mobil Corporation, mais hors de l’offre publique
de rachat.
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 réduction, d’ici 2030, de
l’intensité des émissions de gaz à effet de serre liées aux sables
bitumineux afin d’atteindre l’objectif de carboneutralité pour ces
activités d’ici 2050; la détermination à remettre de l’argent aux
actionnaires, y compris l’évaluation active des options qui
permettraient de verser des distributions supplémentaires aux
actionnaires; le maintien de la collaboration à la proposition de
solutions à plus faibles émissions, y compris par l’entremise de
l’alliance Oil Sands Pathways to Net Zero; l’intention de la
compagnie de vendre ses participations dans XTO Energy Canada; la
surveillance étroite de la conjoncture et de la situation de
l’industrie et des effets de la pandémie de COVID-19; ainsi que
l’évolution constante des prix des services et des matériaux, son
impact sur les coûts d’exploitation et les dépenses en
immobilisations ainsi que la capacité de la compagne à atténuer ces
répercussions par l’amélioration de son efficacité et de sa
productivité.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes,
estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au
moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la croissance de la demande et la source,
l’offre et le bouquet énergétiques; les taux, la croissance et la
composition de la production de divers actifs; les plans de projet,
l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les
capacités et l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces
plans et à exploiter ses actifs; l’adoption de nouvelles
installations ou technologies et leur incidence sur la réduction de
l’intensité des émissions de GES, y compris notamment le recours
aux technologies de prochaine génération comme, à Cold Lake, le
remplacement par des solvants du processus à vapeur à forte
intensité d’énergie et, à Kearl, la récupération de la chaleur du
gaz combustible de la chaudière, ainsi que le soutien et la
promotion de solutions de captage et de stockage du carbone, et
tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces
projets; le volume et le rythme des réductions d’émissions; l’appui
des responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui
concerne les nouvelles technologies comme le captage et le stockage
du carbone; les lois applicables et les politiques gouvernementales
applicables, y compris relativement aux changements climatiques et
aux réductions des émissions de GES; en ce qui concerne les
rendements pour les actionnaires, les hypothèses comme les
prévisions de flux de trésorerie, les sources de financement et la
structure du capital, les approbations réglementaires, la
participation des actionnaires majoritaires de la compagnie et les
résultats de l’évaluation périodique et continue des autres
utilisations des capitaux; les lois applicables et les politiques
gouvernementales applicables, y compris les restrictions pour
contrer la pandémie de COVID-19; la réception des approbations
réglementaires; les dépenses en capital et liées à l’environnement;
l’évolution de la pandémie de COVID-19 et ses répercussions sur la
capacité de l’Impériale à exploiter ses actifs, y compris la
fermeture potentielle d’installations en raison d’une éclosion de
COVID-19; la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses
plans de continuité des activités et à mener ses activités
d’intervention contre la pandémie; 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 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, la réglementation environnementale, dont la
réglementation portant sur les changements climatiques et les
émissions de gaz à effet de serre, ainsi que les mesures prises en
réponse à la COVID-19; 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 et la
compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres
technologies de réduction des émissions; l’absence de soutien par
les gouvernements et les responsables des politiques pour
l’adoption de nouvelles technologies de réduction des émissions;
les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion
et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans
les délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers
fournisseurs de services, compte tenu notamment des restrictions
liées à la COVID-19; les risques environnementaux inhérents aux
activités d’exploration et de production pétrolières et gazières;
la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et
tierces; l’efficacité de la gestion et la préparation pour une
intervention en cas de sinistre, y compris les plans de continuité
des activités en réponse à la COVID-19; les risques et dangers
opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité, y compris la
hausse du télétravail 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 et des
rapports provisoires ultérieurs.
Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à la Compagnie pétrolière Impériale
Limitée. Les résultats réels de l’Impériale peuvent être
sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas
s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier
une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus
aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce 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
Quatrième trimestre
Douze 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
12 312
6 033
37 590
22 388
Total des dépenses
11 201
7 496
34 307
24 796
Bénéfice (perte) avant impôts
1 111
(1 463
)
3 283
(2 408
)
Impôts sur le bénéfice
298
(317
)
804
(551
)
Bénéfice (perte) net
813
(1 146
)
2 479
(1 857
)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
1,18
(1,56
)
3,48
(2,53
)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,18
(1,56
)
3,48
(2,53
)
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
9
7
43
32
Total de l’actif au 31 décembre
40 592
38 031
Total du passif au 31 décembre
5 176
5 184
Capitaux propres au 31 décembre
21 735
21 418
Capital utilisé au 31 décembre
26 931
26 628
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
185
162
729
647
Par action ordinaire (en dollars)
0,27
0,22
1,03
0,88
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 31 décembre
678,1
734,1
Moyenne – compte tenu d’une dilution
689,5
734,1
713,2
735,3
Annexe II
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
2 153
771
2 153
771
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
813
(1 146
)
2 479
(1 857
)
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie:
Dépréciation et épuisement
545
1 998
1 977
3 273
Dépréciation d’actifs incorporels
-
-
-
20
(Gain) perte à la vente d’actifs
(10
)
(7
)
(49
)
(35
)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
75
(311
)
91
(521
)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation:
(16
)
(248
)
363
(335
)
Autres postes – montant net
225
30
615
253
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 632
316
5 476
798
Activités d’investissement
Acquisitions d’immobilisations
corporelles
(424
)
(211
)
(1 108
)
(868
)
Produits de la vente d’actifs
24
14
81
82
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
-
15
(16
)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(399
)
(197
)
(1 012
)
(802
)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(955
)
(165
)
(3 082
)
(943
)
Annexe III
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
545
(1 192
)
1 395
(2 318
)
Secteur Aval
250
106
895
553
Produits chimiques
64
23
361
78
Comptes non sectoriels et autres
(46
)
(83
)
(172
)
(170
)
Bénéfice (perte) net
813
(1 146
)
2 479
(1 857
)
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 252
2 940
15 831
8 797
Secteur Aval
14 453
4 213
34 786
16 736
Produits chimiques
449
281
1 758
1 008
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(6 842
)
(1 401
)
(14 785
)
(4 153
)
Produits et autres revenus
12 312
6 033
37 590
22 388
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 712
1 496
7 492
4 834
Secteur Aval
12 980
3 060
29 505
12 047
Produits chimiques
273
163
966
579
Éliminations
(6 843
)
(1 401
)
(14 789
)
(4 167
)
Achats de pétrole brut et de produits
8 122
3 318
23 174
13 293
Production et fabrication
Secteur Amont
1 266
997
4 661
3 852
Secteur Aval
406
382
1 445
1 468
Produits chimiques
65
58
210
215
Éliminations
-
-
-
-
Production et fabrication
1 737
1 437
6 316
5 535
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
-
-
-
-
Secteur Aval
156
163
572
619
Produits chimiques
22
23
90
92
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
37
56
122
30
Frais de vente et frais généraux
215
242
784
741
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
266
107
632
561
Secteur Aval
168
74
476
251
Produits chimiques
2
6
8
21
Comptes non sectoriels et autres
5
8
24
41
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
441
195
1 140
874
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci- dessus
26
7
32
13
Annexe IV
Données d’exploitation
Quatrième trimestre
Douze mois
2021
2020
2021
2020
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
191
202
186
158
Cold Lake
142
136
140
132
Syncrude
79
87
71
69
Classique
11
10
10
11
Total de la production de pétrole brut
423
435
407
370
LGN mis en vente
2
2
1
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
425
437
408
372
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
121
140
120
154
Production brute d’équivalent pétrole
(a)
445
460
428
398
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
179
199
178
155
Cold Lake
119
120
114
124
Syncrude
68
82
62
68
Classique
11
14
9
10
Total de la production de pétrole brut
377
415
363
357
LGN mis en vente
1
2
1
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
378
417
364
359
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
112
136
115
150
Production nette d’équivalent pétrole
(a)
397
440
383
384
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
272
278
264
222
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
189
184
187
179
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) (b)
-
1
-
2
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
65,53
34,19
57,91
25,69
Pétrole synthétique (le baril)
92,54
51,28
81,61
49,76
Pétrole brut classique (le baril)
70,09
27,21
59,84
29,34
LGN (le baril)
62,07
19,03
35,87
13,85
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
4,92
2,25
3,83
1,90
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
416
359
379
340
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
97
85
89
80
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
240
211
224
215
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
180
144
160
146
Mazout lourd
32
21
27
20
Huiles lubrifiantes et autres produits
44
40
45
40
Ventes nettes de produits pétroliers
496
416
456
421
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
194
176
831
749
(a) Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions
de pieds cubes pour mille barils.
(b) Ventes de LGN pour le quatrième trimestre et pour la période
de douze mois terminée en 2021, 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
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
(a) Calculé à l’aide du nombre moyen
d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des
trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de
l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures
financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas
prescrites par les principes comptables généralement reconnus
(PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures
financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la
Securities and Exchange Commission, et d’« autres mesures
financières » en vertu du Règlement 52-112 sur l’information
concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et
d’autres mesures financières des Autorités canadiennes en valeurs
mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux
PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que
d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis.
Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres
mesures financières ne sont pas des mesures normalisées selon les
PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par conséquent, ces
mesures pourraient ne pas être directement comparables aux mesures
présentées par d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer
aux mesures financières conformes aux PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation,
hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le
fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme
aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant
des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du
passif d’exploitation de la période. Les flux de trésorerie liés
aux activités d’exploitation figurant dans l’état consolidé des
flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière
la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. La direction croit qu’il est utile pour les
investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le
rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les
périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau
des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de
roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif
d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état
consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe
II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie
au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit
de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie
issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la
rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la
compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 632
316
5 476
798
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(16
)
(248
)
363
(335
)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 648
564
5 113
1 133
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 acquisitions d’immobilisations
corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le
produit de la vente d’actifs. Les flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation figurant dans l’état consolidé des flux de
trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus
directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités
disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans
s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des
investissements dans l’entreprise.
Rapprochement du flux de trésorerie disponible
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 632
316
5 476
798
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Acquisitions d’immobilisations
corporelles
(424
)
(211
)
(1 108
)
(868
)
Produits de la vente d’actifs
24
14
81
82
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
1
-
15
(16
)
Flux de trésorerie disponible
1 233
119
4 464
(4
)
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
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
813
(1 146
)
2 479
(1 857
)
Moins les éléments identifiés compris dans
le bénéfice (perte) net
Dépréciations
-
(1 171
)
-
(1 171
)
Sous-total des éléments identifiés
-
(1 171
)
-
(1 171
)
Bénéfice (perte) net hors les éléments
identifiés
813
25
2 479
(686
)
Coûts d’exploitation (coûts financiers)
Les coûts d’exploitation sont une mesure financière non conforme
aux PCGR qui correspond au total des charges, déduction faite des
coûts de type hors trésorerie, y compris les postes Achats de
pétrole brut et de produits, Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant, Dépréciation et épuisement, Retraite non liée aux
services et avantages postérieurs au départ et Financement. Les
coûts d’exploitation comprennent ce qui suit : (1) Production et
fabrication; (2) Frais de vente et frais généraux; et (3)
Exploration, dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et
comme déclarés dans l’Annexe III du présent document. La somme de
ces postes de l’état des résultats sert d’indication des coûts
d’exploitation et ne représente pas les décaissements totaux de la
compagnie. Le total des dépenses figurant dans l’état consolidé des
résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus
directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs
comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la
trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.
Rapprochement des coûts
d’exploitation
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Total des dépenses
11 201
7 496
34 307
24 796
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
8 122
3 318
23 174
13 293
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
524
446
1 928
1 736
Dépréciation et épuisement
545
1 998
1 977
3 293
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
10
30
42
121
Financement
22
18
54
64
Total des coûts d’exploitation
1 978
1 686
7 132
6 289
Composants des coûts
d’exploitation
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Production et fabrication
1 737
1 437
6 316
5 535
Frais de vente et frais généraux
215
242
784
741
Exploration
26
7
32
13
Coûts d’exploitation
1 978
1 686
7 132
6 289
Contributions des segments au total des
coûts d’exploitation
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Secteur Amont
1 292
1 004
4 693
3 865
Secteur Aval
562
545
2 017
2 087
Produits chimiques
87
81
300
307
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
37
56
122
30
Coûts d’exploitation
1 978
1 686
7 132
6 289
Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires)
Les coûts d’exploitation unitaires constituent un ratio non
conforme aux PCGR. Les coûts d’exploitation unitaires (coûts
unitaires) sont calculés en divisant les coûts d’exploitation par
la production totale d’équivalent pétrole brut et sont calculés
pour le segment Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce
secteur. Les coûts d’exploitation, une mesure financière non
conforme aux PCGR, sont indiqués et rapprochés ci-dessus. Cette
mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts
de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la
compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur
Amont. Les coûts d’exploitation unitaires, comme utilisés par la
direction, ne correspondent pas directement à la définition des «
Coûts de production unitaires moyens » énoncée par la Securities
and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le
formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des coûts d’exploitation unitaires
Quatrième 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
1 266
561
315
333
997
398
267
277
Frais de vente et frais généraux
-
-
-
-
-
-
-
-
Exploration
26
-
-
-
7
-
-
-
Coûts d’exploitation
1 292
561
315
333
1 004
398
267
277
Production brute d’équivalent pétrole
445
191
142
79
460
202
136
87
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
31,56
31,93
24,11
45,82
23,72
21,42
21,34
34,61
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
24,93
25,22
19,05
36,20
18,26
16,49
16,43
26,65
2021 0,79 $ US; 2020 0,77 $ US
Douze 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
4 661
1 902
1 117
1 388
3 852
1 585
920
1 107
Frais de vente et frais généraux
-
-
-
-
-
-
-
-
Exploration
32
-
-
-
13
-
-
-
Coûts d’exploitation
4 693
1 902
1 117
1 388
3 865
1 585
920
1 107
Production brute d’équivalent pétrole
428
186
140
71
398
158
132
69
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
30,04
28,02
21,86
53,56
26,53
27,41
19,04
43,83
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
24,03
22,42
17,49
42,85
19,90
20,56
14,28
32,87
2021 0,80 $ US; 2020 0,75 $ 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
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