Le Lézard
Classé dans : Les affaires, Le Covid-19
Sujet : Bénéfices / Revenus

L'Impériale annonce ses résultats financiers et d'exploitation du deuxième trimestre de 2021


Imperial Oil Limited (TSX, NYSEAM: IMO):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Période de six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2 021

2 020

?

 

2 021

2 020

?

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

366

(526)

+892

 

758

(714)

+1 472

Bénéfice (perte) net par action ordinaire ? compte tenu d'une dilution (en dollars)

0,50

(0,72)

+1,22

 

1,04

(0,97)

+2,01

Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

259

207

+52

 

422

538

-116

 

L'Impériale a déclaré un bénéfice net estimé de 366 millions de dollars au deuxième trimestre et un flux de trésorerie des activités d'exploitation de 852 millions de dollars, une diminution par rapport au bénéfice net de 392 millions de dollars et à un flux de trésorerie des activités d'exploitation de 1 045 millions de dollars au premier trimestre de 2021. Les résultats du deuxième trimestre reflètent le maintien d'une grande fiabilité et une amélioration des prix du brut, malgré les répercussions de l'exécution d'importantes activités d'entretien planifiées, d'une baisse des marges réalisées dans le secteur Aval et des taux de change.

« Les mesures déterminantes que l'Impériale a prises tout au long de la pandémie dans le but d'accélérer les améliorations structurelles des activités ont permis une reprise solide des activités de la compagnie et ont généré plus de 1,8 milliard de dollars en flux de trésorerie des activités d'exploitation jusqu'ici cette année, alors que d'importantes activités d'entretien au deuxième trimestre ont aussi été réalisées », a déclaré Brad Corson, président du conseil d'administration, président et chef de la direction. « L'Impériale a un bon élan pour amorcer la deuxième moitié de l'année et est en bonne position pour continuer à tenir ses engagements. »

La production du secteur Amont pour le deuxième trimestre s'est élevée en moyenne à 401 000 barils d'équivalent pétrole brut par jour, notre meilleure production pour un deuxième trimestre en plus de 25 ans. La production brute trimestrielle totale de Kearl a été en moyenne de 255 000 barils par jour, la deuxième production trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée, alors que d'importantes activités d'entretien planifiées ont été réalisées. Après la réalisation réussie de ces activités d'entretien, Kearl a établi un nouveau record de production mensuelle avec un total de 311 000 barils bruts par jour en juin, soit 10 000 barils bruts par jour de plus que son précédent record mensuel. À Cold Lake, l'accent continu mis sur l'optimisation de la production et sur les améliorations de la fiabilité a contribué à une autre excellente production trimestrielle, se chiffrant à 142 000 barils bruts en moyenne par jour.

Après avoir mis en oeuvre un plan d'amélioration de la fiabilité pluriannuel et réalisé un rendement exceptionnel, l'Impériale accélère le prolongement de l'intervalle entre les activités d'entretien planifiées à Kearl. Ce changement dispense d'une deuxième période annuelle d'activités d'entretien à compter de cet automne et permet d'augmenter l'objectif de production de Kearl en 2021 à 265 000 barils bruts par jour. De plus, en se basant sur le rendement de la production et l'amélioration de la fiabilité, l'Impériale augmente l'objectif de production de Cold Lake en 2021 à 135 000 barils par jour.

Au cours du trimestre, le débit moyen des raffineries a été de 332 000 barils par jour, le taux d'utilisation de la capacité de 78 %, et les ventes de produits pétroliers de 429 000 barils par jour. Les résultats trimestriels ont été principalement affectés par les importantes activités d'entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona, qui ont réduit le débit d'environ 70 000 barils par jour. Après la réalisation réussie de ces activités d'entretien, l'utilisation de la capacité globale de la raffinerie a augmenté à 93 % au mois de juin.

Le bénéfice net du secteur Produits chimiques est de 109 millions de dollars, soit le bénéfice net le plus élevé en plus de 30 ans. Les résultats du secteur Produits chimiques sont principalement attribuables au maintien d'excellentes marges sur les ventes de polyéthylène.

Au cours du deuxième trimestre de 2021, l'Impériale a versé 1,3 milliard de dollars à ses actionnaires par le rachat d'actions et en dividendes. En juin, la compagnie a annoncé le renouvellement de son programme de rachat d'actions, lui permettant de racheter 5 % de ses actions en circulation au cours d'une période de 12 mois se terminant le 28 juin 2022.

« Malgré de lourdes activités d'entretien, l'Impériale a généré un considérable flux de trésorerie disponible1 au cours du trimestre, qui, combiné au rendement au premier trimestre, a permis un versement de dividendes et le rachat de 4 % de nos actions, soit plus de 1,3 milliard de dollars pour les actionnaires », a déclaré M. Corson. « Maintenant, nos activités d'entretien planifiées étant terminées, nous mettons l'accent sur l'augmentation de la production et de l'utilisation de la raffinerie, sur le maintien de la discipline à l'égard du capital et sur la restitution de trésorerie aux actionnaires, comme en témoignent notre récente augmentation des dividendes et le lancement de notre programme d'achat supplémentaire de 5 % des actions à la fin du trimestre. »

En juin, l'Impériale et ses homologues de l'industrie ont annoncé le lancement de l'alliance Oil Sands Pathways to Net Zero. « L'Impériale est fière d'être membre fondatrice de cette alliance sans précédent, et nous sommes impatients de collaborer avec l'industrie et les gouvernements pour contribuer à l'ambition de la société d'atteindre la carboneutralité », a ajouté M. Corson.

Faits marquants du deuxième trimestre

¹ Mesure non conforme aux PCGR ? Se reporter à l'Annexe VI pour la définition et le rapprochement.

Résultats d'exploitation

Au début de l'année 2020, deux effets perturbateurs importants se sont fait ressentir sur l'équilibre entre l'offre et la demande de pétrole et de produits pétrochimiques. En ce qui concerne la demande, la pandémie de COVID-19 s'est rapidement propagée dans la plupart des régions du monde, ce qui a fortement ralenti les activités commerciales et de consommation, et a considérablement réduit la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits pétroliers. Cette baisse de la demande a coïncidé avec l'annonce d'une hausse de la production dans certains des principaux pays producteurs de pétrole, ce qui a fait augmenter le niveau des stocks et chuter les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers.

En 2021, la demande de produits pétroliers et pétrochimiques a continué d'augmenter, haussant les prix et les marges dans tous les segments. Des effets persistants du climat défavorable pour les affaires en 2020 ont continué de peser sur les résultats financiers dans la première moitié de 2021 comparativement aux périodes pré pandémiques. La compagnie continue de surveiller de près l'industrie et les conditions économiques mondiales, y compris la reprise après la pandémie de COVID-19.

Comparaison des deuxièmes trimestres de 2021 et de 2020

La compagnie a enregistré un bénéfice net de 366 millions de dollars, soit 0,50 dollar par action sur une base diluée, au deuxième trimestre de 2021, par rapport à une perte nette de 526 millions de dollars, soit 0,72 dollar par action, pour la même période en 2020. Les résultats du deuxième trimestre de 2020 comprenaient une contrepassation de la charge de réévaluation des stocks hors trésorerie de 281 millions de dollars enregistrée au premier trimestre de 2020.

Le secteur amont a enregistré un bénéfice net de 247 millions de dollars au deuxième trimestre de 2021, au comparativement à une perte nette de 444 millions de dollars pour la même période en 2020. L'amélioration des résultats reflète une augmentation des prix du pétrole brut d'environ 1 100 millions de dollars et des volumes d'environ 280 millions de dollars. En comparaison avec l'année précédente, ces effets ont été en partie contrebalancés par l'absence de la contrepassation de la charge de hors trésorerie de 229 millions de dollars liée à la réévaluation des stocks de la compagnie, de dépenses d'exploitation supérieures d'environ 230 millions de dollars, de redevances supérieures d'environ 200 millions de dollars et des effets défavorables des taux de change évalués à environ 50 millions de dollars.

Le cours moyen du West Texas Intermediate (WTI) s'est établi en moyenne à 66,17 dollars américains le baril durant le deuxième trimestre 2021, une hausse comparativement aux 27,83 dollars américains durant le même trimestre en 2020. Le Western Canada Select (WCS) s'est établi en moyenne à 54,64 dollars américains le baril et à 16,73 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre le WTI et le WCS s'est établi en moyenne à environ 12 dollars américains le baril au deuxième trimestre de 2021, une hausse comparativement aux 11 dollars américains environ pour la même période en 2020.

La valeur du dollar canadien était en moyenne de 0,81 dollar américain au deuxième trimestre de 2021, soit une hausse de 0,09 dollar américain par rapport au deuxième trimestre de 2020.

Le prix moyen que l'Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté au cours du trimestre, principalement en raison de l'augmentation du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s'est établi à 57,26 dollars le baril au deuxième trimestre de 2021, en hausse par rapport aux 12,82 dollars le baril du deuxième trimestre de 2020. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a augmenté de façon générale parallèlement au WTI, rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique s'est établi à 80,80 dollars le baril au quatrième trimestre de 2021, en hausse par rapport aux 32,20 dollars le baril touchés au cours de la même période en 2020.

La production brute totale de bitume de Kearl s'est établie en moyenne à 255 000 barils par jour au deuxième trimestre (la part de l'Impériale se chiffrant à 181 000 barils), en hausse par rapport à 190 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 135 000 barils) au deuxième trimestre de 2020. La hausse de la production est principalement attribuable à l'absence de l'équilibrage de la production par rapport à la demande du marché de l'année précédente, en partie contrebalancée par les répercussions des activités d'entretien planifiées.

La production brute de bitume de Cold Lake s'est établie en moyenne à 142 000 barils par jour au deuxième trimestre, en hausse par rapport à 123 000 pour la période correspondante de 2020. La hausse de la production s'explique principalement par l'amélioration de la fiabilité et à la diminution des périodes d'indisponibilité prévues.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est établie à 47 000 barils par jour, contre 50 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2020. La baisse de la production est principalement liée aux activités d'entretien planifiées, en partie contrebalancées par l'absence de l'équilibrage de la production par rapport à la demande du marché de l'année précédente.

Le secteur Aval a enregistré un bénéfice net de 60 millions de dollars au deuxième trimestre de 2021, comparativement à une perte nette de 32 millions de dollars pour la même période en 2020. L'amélioration des résultats reflète une hausse des marges d'environ 200 millions de dollars, en partie contrebalancée par les effets défavorables des taux de change évalués à environ 70 millions de dollars et l'absence de la contrepassation de la charge hors trésorerie de 52 millions de dollars liée à la réévaluation des stocks de la compagnie de l'année précédente.

Le débit moyen des raffineries a été de 332 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 278 000 barils par jour du deuxième trimestre 2020. L'utilisation des capacités de production était de 78 %, une hausse comparativement aux 66 % du deuxième trimestre de 2020. La hausse du débit est principalement attribuable au déclin des répercussions de la pandémie de COVID-19, en partie contrebalancé par des activités d'entretien planifiées à Strathcona.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 429 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 357 000 barils par jour du deuxième trimestre 2020. La hausse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable au déclin des répercussions de la pandémie de COVID-19.

Le bénéfice net du secteur produits chimiques s'est établi à 109 millions de dollars pour le deuxième trimestre, comparativement au bénéfice net de 7 millions de dollars pour le même trimestre en 2020, une hausse principalement attribuable à l'accroissement des marges.

Les charges du siège social et les autres dépenses se sont élevées à 50 millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement aux 57 millions de dollars pour la même période en 2020.

Les flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation se sont élevés à 852 millions de dollars au deuxième trimestre, par rapport à des flux de trésorerie utilisés dans les activités d'exploitation de 816 millions de dollars pour la période correspondante de 2020, ce qui traduit principalement la hausse des prix touchés dans le secteur amont et les effets favorables du fonds de roulement.

Les activités d'investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 207 millions au deuxième trimestre, comparativement aux 172 millions au cours de la même période en 2020.

Les activités de financement ont généré des décaissements de 1 336 millions de dollars au deuxième trimestre, contre 167 millions de dollars au deuxième trimestre de 2020. Les dividendes versés au cours du deuxième trimestre de 2021 s'élèvent à 161 millions de dollars. Le dividende par action versé au deuxième trimestre a été de 0,22 dollar, tout comme à la même période en 2020. Au cours du deuxième trimestre, la compagnie, dans le cadre de son programme d'achat d'actions, a acheté environ 29,5 millions d'actions totalisant 1 171 millions de dollars, y compris des actions achetées d'Exxon Mobil Corporation. Durant le deuxième trimestre 2020, la compagnie n'a acheté aucune action dans le cadre de son programme d'achat d'actions.

Le solde de trésorerie de la compagnie s'élevait à 776 millions de dollars au 30 juin 2021, comparativement à 233 millions de dollars à la fin du deuxième trimestre de 2020.

Le 30 avril 2021, la compagnie a annoncé une modification de l'offre publique de rachat dans le cours normal des activités pour augmenter le nombre d'actions ordinaires qu'elle peut acheter. En vertu de cette modification, le nombre d'actions ordinaires admissibles au rachat a augmenté à un maximum de 29 363 070 actions ordinaires entre le 29 juin 2020 et le 28 juin 2021.

Le 23 juin 2021, la compagnie a annoncé dans un communiqué de presse qu'elle avait reçu de la Bourse de Toronto l'autorisation de lancer une offre publique de rachat ordinaire et qu'elle poursuivait son programme existant de rachat d'actions. Le programme permet à la compagnie de racheter jusqu'à 35 583 671 actions ordinaires entre le 29 juin 2021 et le 28 juin 2022. Ce maximum comprend les actions rachetées dans le cadre de l'offre publique de rachat ordinaire et à la société Exxon Mobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l'offre publique de rachat ordinaire. Dans le passé, la société Exxon Mobil Corporation avait informé la compagnie qu'elle avait l'intention de conserver la propriété d'environ 69,6 % du capital. Le programme prendra fin le 28 juin 2022 ou lorsque la compagnie aura racheté le maximum autorisé d'actions.

Faits saillants du semestre

Comparaison du premier semestre de 2021 et de 2020

Le bénéfice net des six premiers mois de 2021 s'est établi à 758 millions de dollars ou 1,04 dollar par action sur une base diluée, comparativement à une perte nette de 714 millions de dollars ou 0,97 dollar par action pour les six premiers mois de 2020.

Le secteur amont a enregistré un bénéfice net de 326 millions de dollars au cours des six premiers mois de l'exercice, comparativement à une perte nette de 1 052 millions de dollars en 2020. L'amélioration des résultats reflète une hausse des prix touchés pour le pétrole brut d'environ 1 810 millions de dollars et une hausse des volumes d'environ 280 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement annulés par une hausse des redevances d'environ 300 millions de dollars, une hausse des dépenses d'exploitation d'environ 290 millions de dollars et des effets de change défavorables d'environ 120 millions de dollars.

Le cours moyen du West Texas Intermediate s'est établi à 62,22 dollars américains le baril au cours du premier semestre de 2021, une hausse comparativement aux 36,66 dollars américains le baril en 2020. Le cours moyen du Western Canada Select s'est établi à 50,14 dollars américains le baril et à 21,20 dollars américains le baril aux mêmes périodes. L'écart entre le WTI et le WCS s'est rétréci pour s'établir à environ 12 dollars américains le baril en moyenne au premier semestre de 2021, contre environ 15 dollars américains le baril à la même période en 2020.

La valeur moyenne du dollar canadien a été de 0,80 dollar américain au premier semestre de 2021, une hausse de 0,07 dollar américain par rapport à 2020.

Le prix moyen que l'Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté au cours du premier semestre de 2021, principalement en raison de l'augmentation pour le WCS. Le prix moyen touché pour le bitume s'est établi à 52,45 dollars le baril, une hausse par rapport aux 15,54 dollars le baril à la même période en 2020. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a augmenté de façon générale conformément au WTI, ajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique s'est établi à 72,42 dollars le baril, une hausse par rapport aux 48,10 dollars le baril pour la même période en 2020.

La production brute totale de bitume à Kearl s'est établie en moyenne à 253 000 barils par jour au premier semestre de 2021 (la part de l'Impériale se chiffrant à 180 000 barils), une hausse par rapport aux 208 000 barils par jour (la part de l'Impériale se chiffrant à 147 000 barils) à la même période en 2020. La hausse de la production est principalement attribuable à l'absence de l'équilibrage de la production par rapport à la demande du marché de l'année précédente, partiellement annulée par les répercussions des activités d'entretien planifiées.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s'est établie à 141 000 barils par jour au premier semestre de 2021, une hausse comparativement aux 131 000 barils par jour à la même période en 2020. L'augmentation de la production est principalement attribuable à l'amélioration de la fiabilité.

Au cours du premier semestre de 2021, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s'est élevée en moyenne à 63 000 barils par jour, en hausse par rapport à 61 000 barils par jour pour la période correspondante de 2020. La hausse de production est principalement liée à l'absence de l'équilibrage de la production par rapport à la demande du marché de l'année précédente et de périodes d'indisponibilité imprévues, partiellement annulée par des activités d'entretien planifiées.

Le secteur aval a enregistré un bénéfice net de 352 millions de dollars au premier semestre de l'année, au lieu de 370 millions de dollars pour la même période en 2020. Les résultats ont subi des effets de change défavorables d'environ 120 millions de dollars, partiellement compensés par une hausse des marges d'environ 50 millions de dollars et une réduction des dépenses d'exploitation d'environ 50 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries était de 348 000 barils par jour durant les six premiers mois de 2021, une hausse par rapport aux 330 000 barils par jour de la même période en 2020. Le taux d'utilisation de la capacité a été de 81 %, une hausse comparativement aux 78 % de la même période en 2020. La hausse du débit s'explique par le déclin des répercussions de la pandémie de COVID-19, partiellement annulé par des activités d'entretien planifiées à Strathcona.

Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 421 000 barils par jour au cours des six premiers mois de 2021, une hausse comparativement aux 409 000 barils par jour lors de la période correspondante en 2020. La hausse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable au déclin des répercussions de la pandémie de COVID-19.

Le bénéfice net du secteur des produits chimiques s'est établi à 176 millions de dollars au premier semestre de 2021, une hausse comparativement aux 28 millions de dollars à la même période en 2020 qui est principalement attribuable à l'accroissement des marges sur les ventes de polyéthylène.

Les dépenses des comptes non sectoriels ont affiché un solde de 96 millions de dollars au cours du premier semestre de 2021, une hausse comparativement à un solde de 60 millions de dollars pour la période correspondante de 2020, attribuable en grande partie à une hausse des charges liées à la rémunération à base d'actions.

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 1 897 millions de dollars dans les six premiers mois de 2021, comparativement aux 393 millions de dollars affectés aux activités d'exploitation à la même période en 2020, ce qui reflète principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur amont et des effets favorables du fonds de roulement.

Les activités d'investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 354 millions de dollars dans les six premiers mois de 2021, comparativement aux 480 millions de dollars utilisés pour la même période en 2020, reflétant principalement une réduction des acquisitions d'immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 1 538 millions de dollars au premier semestre de 2021, une hausse comparativement aux flux de trésorerie affectés aux activités de financement de 612 millions de dollars à la même période en 2020. Les dividendes payés au cours du premier semestre de 2021 ont totalisé 323 millions de dollars. Le dividende par action versé au premier semestre de 2021 s'est élevé à 0,44 dollar, tout comme à la même période en 2020. Au cours des six premiers mois de 2021, la compagnie, dans le cadre de son programme d'achat d'actions, a acheté environ 29,5 millions d'actions pour 1 171 millions de dollars. Au cours des six premiers mois de 2020, la compagnie a acheté environ 9,8 millions d'actions pour 274 millions de dollars.

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 déclarations prospectives dans le présent document comprennent, sans toutefois s'y limiter, des mentions de l'accélération de la mise en oeuvre des plans de prolongement de l'intervalle entre les activités d'entretien planifiées à Kearl et de l'élimination de la nécessité d'une deuxième période d'indisponibilité cet automne; la bonne position de l'entreprise pour tenir ses engagements; l'augmentation de l'objectif de production de 265 000 barils bruts par jour de Kearl en 2021; l'augmentation de l'objectif de production de 135 000 barils par jour de Cold Lake en 2021; l'accent mis par la compagnie sur l'augmentation de la production, la hausse de l'utilisation des raffineries, la discipline à l'égard du capital et la restitution de trésorerie aux actionnaires; les retombées de la participation à l'alliance Oil Sands Pathways to Net Zero pour contribuer à l'ambition de la société d'atteindre la carboneutralité; les dépenses en immobilisations et frais d'exploration de 1,2 milliard de dollars pour l'ensemble de 2021; l'engagement d'Imperial de restituer des excédents de trésorerie aux actionnaires et le renouvellement du programme de rachat d'actions; les bénéfices de l'unité de récupération de la chaleur du gaz combustible de la chaudière de Kearl et son application potentielle à des chaudières supplémentaires; et les avantages du carburant de qualité supérieure Synergy Suprême.

Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes, estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et d'exploitation futurs réels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la croissance de la demande et la source, l'offre et le bouquet énergétiques; les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché; les taux, la croissance et la composition de la production de divers actifs; les plans de projet, l'échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les capacités et l'aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs, y compris l'aptitude à mettre en oeuvre efficacement le prolongement des intervalles entre les périodes d'indisponibilité à Kearl; l'adoption et les effets de nouvelles installations ou de nouvelles technologies comme l'unité de récupération de la chaleur du gaz combustible de la chaudière de Kearl, y compris la réduction des émissions de gaz à effet de serre; l'évolution de la pandémie de COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de l'Impériale à exploiter ses actifs, y compris la fermeture potentielle d'installations en raison d'une éclosion de COVID-19; les lois applicables et les politiques gouvernementales applicables, y compris les restrictions pour contrer la pandémie de COVID-19; les économies de coûts; l'utilisation des capacités de raffinage; les dépenses liées aux immobilisations et à l'environnement; et la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et à mener ses activités d'intervention contre la pandémie pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.

Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales de l'offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d'approvisionnement et les prix et l'incidence de la COVID-19 sur la demande; la disponibilité et la répartition du capital; les 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 événements politiques ou réglementaires, y compris les changements législatifs ou les modifications des politiques gouvernementales, par exemple les lois fiscales, la réduction de la production et les mesures pour contrer la pandémie de COVID-19; le transport pour accéder aux marchés; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, et la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel; l'efficacité de la gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre, y compris les plans de continuité des activités en réponse à la COVID-19; les risques environnementaux inhérents aux activités d'exploration et de production pétrolières et gazières; la réglementation environnementale, y compris la réglementation portant sur les changements climatiques et les émissions de gaz à effet de serre; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces; les risques et dangers opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité, y compris la hausse du télétravail et l'activation des plans de continuité des activités en raison de la COVID-19; les taux de change; la conjoncture économique générale; ainsi que d'autres facteurs abordés dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les résultats d'exploitation de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K.

Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d'incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d'autres sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à la Compagnie pétrolière Impériale Limitée. Les résultats réels de l'Impériale peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s'y fier aveuglément. L'Impériale ne s'engage aucunement à publier une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus aux présentes, sauf si la loi l'exige.

Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de l'Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Le terme « projet » tel qu'il est utilisé dans ce rapport peut renvoyer à toute une gamme d'activités différentes et n'a pas nécessairement le même sens que celui qu'on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.

Les affirmations au sujet du carburant Synergy Suprême sont fondées sur la comparaison entre le carburant de qualité supérieure Synergy Suprême et le carburant qui répond aux normes minimales du gouvernement sur la détergence dans les moteurs à injection. Les avantages réels sont basés sur une utilisation continue et peuvent varier selon le type de véhicule, le style de conduite et l'essence précédemment utilisée.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six 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

8 047

3 710

 

15 045

10 400

Total des dépenses

7 576

4 403

 

14 062

11 348

Bénéfice (perte) avant impôts

471

(693)

 

983

(948)

Impôts sur le bénéfice

105

(167)

 

225

(234)

Bénéfice (perte) net

366

(526)

 

758

(714)

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)

0,51

(0,72)

 

1,04

(0,97)

Bénéfice (perte) net par action ordinaire
? compte tenu d'une dilution (en dollars)

0,50

(0,72)

 

1,04

(0,97)

 

 

 

 

 

 

Autres données financières

 

 

 

 

 

Gain (perte) à la vente d'actifs, après impôts

22

9

 

24

15

 

 

 

 

 

 

Total de l'actif au 30 juin

 

 

 

38 939

39 500

 

 

 

 

 

 

Total du passif au 30 juin

 

 

 

5 262

5 193

 

 

 

 

 

 

Capitaux propres au 30 juin

 

 

 

20 769

22 916

 

 

 

 

 

 

Capital utilisé au 30 juin

 

 

 

26 055

28 134

 

 

 

 

 

 

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

 

 

 

 

 

Total

195

162

 

356

324

Par action ordinaire (en dollars)

0,27

0,22

 

0,49

0,44

 

 

 

 

 

 

Millions d'actions ordinaires en circulation

 

 

 

 

 

Au 30 juin

 

 

 

704,6

734,1

Moyenne ? compte tenu d'une dilution

725,8

734,1

 

730,8

736,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe II

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

 

2021

2020

 

 

 

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

776

233

 

776

233

 

 

 

 

 

 

Activités d'exploitation

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net

366

(526)

 

758

(714)

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

 

 

 

 

 

Dépréciation et épuisement

450

413

 

944

866

Dépréciation d'actifs incorporels

-

-

 

-

20

(Gain) perte à la vente d'actifs

(24)

(10)

 

(27)

(17)

Dépréciation de l'inventaire à la valeur marchande courante

-

(281)

 

-

-

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

76

(242)

 

136

(199)

Variations de l'actif et du passif d'exploitation

(41)

(241)

 

(64)

(429)

Autres postes ? montant net

25

71

 

150

80

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

852

(816)

 

1 897

(393)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Activités d'investissement

 

 

 

 

 

Acquisitions d'immobilisations corporelles

(241)

(205)

 

(408)

(515)

Produits de la vente d'actifs

35

40

 

42

49

Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions ? montant net

(1)

(7)

 

12

(14)

Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement

(207)

(172)

 

(354)

(480)

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(1 336)

(167)

 

(1 538)

(612)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe III

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

 

2021

2020

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

 

 

 

 

 

Secteur Amont

247

(444)

 

326

(1 052)

Secteur Aval

60

(32)

 

352

370

Produits chimiques

109

7

 

176

28

Comptes non sectoriels et autres

(50)

(57)

 

(96)

(60)

Bénéfice (perte) net

366

(526)

 

758

(714)

 

 

 

 

 

 

Produits et autres revenus

 

 

 

 

 

Secteur Amont

3 934

1 180

 

7 427

3 554

Secteur Aval

5 831

2 738

 

11 136

8 117

Produits chimiques

456

199

 

832

459

Éliminations / Comptes non sectoriels et autres

(2 174)

(407)

 

(4 350)

(1 730)

Produits et autres revenus

8 047

3 710

 

15 045

10 400

 

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

 

 

 

 

 

Secteur Amont

2 044

512

 

3 878

2 162

Secteur Aval

4 760

1 896

 

8 780

5 665

Produits chimiques

240

119

 

449

259

Éliminations

(2 177)

(412)

 

(4 353)

(1 745)

Achats de pétrole brut et de produits

4 867

2 115

 

8 754

6 341

 

 

 

 

 

 

Production et fabrication

 

 

 

 

 

Secteur Amont

1 166

884

 

2 275

1 992

Secteur Aval

357

343

 

683

751

Produits chimiques

46

46

 

96

109

Éliminations

-

-

 

-

-

Production et fabrication

1 569

1 273

 

3 054

2 852

 

 

 

 

 

 

Frais de vente et frais généraux

 

 

 

 

 

Secteur Amont

-

-

 

-

-

Secteur Aval

142

135

 

275

316

Produits chimiques

22

21

 

47

46

Éliminations / Comptes non sectoriels et autres

36

27

 

67

(13)

Frais de vente et frais généraux

200

183

 

389

349

 

 

 

 

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

 

 

 

 

 

Secteur Amont

130

145

 

215

376

Secteur Aval

120

51

 

188

127

Produits chimiques

2

2

 

4

11

Comptes non sectoriels et autres

7

9

 

15

24

Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

259

207

 

422

538

 

 

 

 

 

 

Frais d'exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus

ci-dessus

2

3

 

4

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe IV

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Données d'exploitation

Deuxième trimestre

 

Six mois

 

2021

2020

 

2021

2020

 

 

 

 

 

 

Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)

 

 

 

 

 

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

Kearl

181

135

 

180

147

Cold Lake

142

123

 

141

131

Syncrude

47

50

 

63

61

Classique

11

11

 

10

14

Total de la production de pétrole brut

381

319

 

394

353

LGN mis en vente

1

2

 

2

2

Total de la production de pétrole brut et de LGN

382

321

 

396

355

 

 

 

 

 

 

Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)

116

157

 

123

167

 

 

 

 

 

 

Production brute d'équivalent pétrole (a)

401

347

 

417

383

(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

Kearl

174

134

 

174

144

Cold Lake

111

122

 

112

128

Syncrude

38

49

 

56

60

Classique

11

11

 

10

12

Total de la production de pétrole brut

334

316

 

352

344

LGN mis en vente

2

1

 

2

1

Total de la production de pétrole brut et de LGN

336

317

 

354

345

 

 

 

 

 

 

Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)

119

146

 

119

161

 

 

 

 

 

 

Production nette d'équivalent pétrole (a)

356

341

 

374

372

(en milliers de barils d'équivalent pétrole par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)

252

199

 

250

209

Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)

201

176

 

191

183

Ventes de LGN (en milliers de barils par jour) (b)

-

2

 

-

2

 

 

 

 

 

 

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

 

 

 

 

 

Bitume (le baril)

57,26

12,82

 

52,45

15,54

Pétrole synthétique (le baril)

80,80

32,20

 

72,42

48,10

Pétrole brut classique (le baril)

58,44

15,47

 

54,16

30,26

LGN (le baril)

30,07

13,88

 

30,97

11,41

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

3,45

1,50

 

3,34

1,69

 

 

 

 

 

 

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

332

278

 

348

330

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

78

66

 

81

78

 

 

 

 

 

 

Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

Essence

209

178

 

203

205

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

147

125

 

150

152

Mazout lourd

28

18

 

24

16

Huiles lubrifiantes et autres produits

45

36

 

44

36

Ventes nettes de produits pétroliers

429

357

 

421

409

 

 

 

 

 

 

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

222

190

 

433

376

(a)

 

Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.

(b)

 

Les ventes de LGN de 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

Exercice

758

 

 

 

1,04

(a)

Calculé à l'aide du nombre moyen d'actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l'exercice.

Annexe VI

Mesures financières non conformes aux PCGR

Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la Securities and Exchange Commission. Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que d'autres renseignements requis par le présent règlement ont été fournis. Les mesures non conformes aux PCGR n'ont pas de définition normalisée et, à ce titre, peuvent ne pas être directement comparables aux mesures présentées par d'autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux PCGR.

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, hors le fonds de roulement

Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, hors le fonds de roulement, sont le total des flux de trésorerie provenant des activités d'exploitation moins les variations de l'actif et du passif d'exploitation de la période. La direction croit qu'il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où il existe d'importants écarts d'une période au niveau des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de roulement correspondent aux « Variations de l'actif et du passif d'exploitation », telles qu'elles sont indiquées dans l'état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l'Annexe II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie au niveau de l'exploitation et, à ce titre, n'inclut pas le produit de la vente d'actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie issus d'activités d'exploitation et de vente d'actifs dans la rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la compagnie.

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

 

2021

2020

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

852

(816)

 

1 897

(393)

 

 

 

 

 

 

Moins les variations du fonds de roulement

 

 

 

 

 

Variations de l'actif et du passif d'exploitation

(41)

(241)

 

(64)

(429)

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, hors le fonds de roulement

893

(575)

 

1 961

36

Flux de trésorerie disponible

Le flux de trésorerie disponible est le flux de trésorerie issu des activités d'exploitation, moins les acquisitions d'immobilisations corporelles et les placements en actions de la société, plus le produit de la vente d'actifs. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans s'y limiter, les dividendes et les rachats d'actions) après des investissements dans l'entreprise.

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

 

2021

2020

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

852

(816)

 

1 897

(393)

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement

 

 

 

 

 

Acquisitions d'immobilisations corporelles

(241)

(205)

 

(408)

(515)

Produits de la vente d'actifs

35

40

 

42

49

Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions ? montant net

(1)

(7)

 

12

(14)

Flux de trésorerie disponible

645

(988)

 

1 543

(873)

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est le bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice total de l'entreprise d'au moins 100 millions de dollars au cours d'un trimestre donné. L'incidence du bénéfice (perte) net d'un élément identifié pour un secteur individuel peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque l'élément touche plusieurs secteurs. La direction croit qu'il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où l'une des périodes, ou les deux, comprennent des éléments identifiés. Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

 

2021

2020

Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)

366

(526)

 

758

(714)

 

 

 

 

 

 

Moins les éléments identifiés compris dans le bénéfice (perte) net

 

 

 

 

 

Évaluation des stocks hors espèces (selon le coût ou la valeur marchande, si celle-ci est inférieure)

-

281

 

-

-

Sous-total des éléments identifiés

-

281

 

-

-

 

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

366

(807)

 

758

(714)

Coûts d'exploitation (coûts financiers)

Les coûts d'exploitation se consistent comme suit : (1) Production et fabrication; (2) Frais de vente et frais généraux; et (3) Exploration, dans l'état consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés dans l'Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l'état des résultats sert d'indication des coûts d'exploitation et ne représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.

Rapprochement des coûts d'exploitation

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

 

2021

2020

Extrait de l'état consolidé des résultats de l'Impériale

 

 

 

 

 

Total des dépenses

7 576

4 403

 

14 062

11 348

Moins :

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

4 867

2 115

 

8 754

6 341

Taxes d'accise fédérales et frais de carburant

465

369

 

869

820

Dépréciation et épuisement

450

413

 

944

886

Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite

10

30

 

21

60

Financement

13

17

 

27

36

Total des coûts d'exploitation

1 771

1 459

 

3 447

3 205

 

 

 

 

 

 

Composants des coûts d'exploitation

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2021

2020

 

2021

2020

Extrait de l'état consolidé des résultats de l'Impériale

 

 

 

 

 

Production et fabrication

1 569

1 273

 

3 054

2 852

Frais de vente et frais généraux

200

183

 

389

349

Exploration

2

3

 

4

4

Coûts d'exploitation

1 771

1 459

 

3 447

3 205

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

1 168

887

 

2 279

1 996

Secteur Aval

499

478

 

958

1 067

Produits chimiques

68

67

 

143

155

Comptes non sectoriels / Éliminations

36

27

 

67

(13)

Coûts d'exploitation

1 771

1 459

 

3 447

3 205

Coûts d'exploitation unitaires (coûts unitaires)

Les coûts d'exploitation unitaires (coûts unitaires) sont calculés à partir de la production totale brute d'équivalent pétrole et sont calculés pour le segment Amont, ainsi que pour les principaux actifs du secteur. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur Amont. Les coûts d'exploitation unitaires, comme utilisés par la direction, ne correspondent pas directement à la définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.

 

Deuxième 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

1 166

   

461

 

254

 

391

 

884

   

355

234

 

243

Frais de vente et frais généraux

-

   

-

 

-

 

-

 

-

   

-

-

 

-

Exploration

2

   

-

 

-

 

-

 

3

   

-

-

 

-

Coûts d'exploitation

1 168

   

461

 

254

 

391

 

887

   

355

234

 

243

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

Production brute d'équivalent pétrole

401

   

181

 

142

 

47

 

347

   

135

123

 

50

(en milliers de barils par jour)

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

Coûts d'exploitation unitaires (en dollars par baril d'équivalent pétrole)

32,01

   

27,99

 

19,66

 

91,42

 

28,09

   

28,90

20,91

 

53,41

USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre

25,93

   

22,67

 

15,92

 

74,05

 

20,22

   

20,81

15,06

 

38,46

2021 0,81 $ US; 2020 0,72 $ US

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

Six 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

2 275

   

916

 

514

 

724

 

1 992

   

845

468

 

551

Frais de vente et frais généraux

-

   

-

 

-

 

-

 

-

   

-

-

 

-

Exploration

4

   

-

 

-

 

-

 

4

   

-

-

 

-

Coûts d'exploitation

2 279

   

916

 

514

 

724

 

1 996

   

845

468

 

551

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

Production brute d'équivalent pétrole

417

   

180

 

141

 

63

 

383

   

147

131

 

61

(en milliers de barils par jour)

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

Coûts d'exploitation unitaires (en dollars par baril d'équivalent pétrole)

30,19

   

28,12

 

20,14

 

63,49

 

28,63

   

31,58

19,63

 

49,63

USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel

24,15

   

22,50

 

16,11

 

50,79

 

20,90

   

23,05

14,33

 

36,23

2021 0,80 $ US; 2020 0,73 $ US

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

(a) Le secteur Amont comprend Kearl, Cold Lake, la part de l'Impériale de Syncrude et d'autres.

Source: Imperial

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.


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Communiqué envoyé le 30 juillet 2021 à 08:00 et diffusé par :