Le Lézard
Classé dans : Les affaires, Le Covid-19
Sujets : Bénéfices / Revenus, Conference Call, Webcast

L'Impériale annonce ses résultats financiers et d'exploitation du deuxième trimestre 2022


Imperial (TSE: IMO, NYSE American: IMO):

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

?

 

2022

2021

?

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

2 409

366

+2 043

 

3 582

758

+2 824

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

3,63

0,50

+3,13

 

5,36

1,04

+4,32

Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

314

259

+55

 

610

422

+188

L'Impériale a déclaré un bénéfice net estimé de 2 409 millions de dollars au deuxième trimestre, une hausse par rapport aux 1 173 millions de dollars au premier trimestre de 2022, en raison des conditions de marché favorables soutenues et d'un meilleur rendement d'exploitation. Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation se sont élevés à 2 682 millions de dollars, une hausse par rapport aux 1 914 millions de dollars au premier trimestre de 2022.

« Nos résultats du deuxième trimestre témoignent du fait que nous continuons de mettre l'accent sur la sécurité et la fiabilité de nos opérations, ce qui nous permet de tirer une valeur considérable de nos actifs pleinement intégrés même si les cours des matières premières demeurent élevés, en plus d'assurer un approvisionnement stable en produits énergétiques afin de répondre à la demande croissante », déclare Brad Corson, président du conseil d'administration, président et chef de la direction.

La production du secteur Amont au cours du deuxième trimestre s'est élevée en moyenne à 413 000 barils d'équivalent pétrole brut par jour, notre production la plus élevée pour un deuxième trimestre en plus de 30 ans. La production brute trimestrielle totale de Kearl a été en moyenne de 224 000 barils par jour, un résultat qui montre que le rendement d'exploitation s'est complètement rétabli malgré les répercussions des temps froids extrêmes au premier trimestre et l'achèvement de l'entretien annuel planifié. La production trimestrielle à Cold Lake s'est établie en moyenne à 144 000 barils bruts par jour, ce qui témoigne d'un excellent rendement d'exploitation en dépit d'un entretien planifié.

Étant donné les répercussions que les temps froids extrêmes ont eues sur les activités de Kearl au premier trimestre de 2022 et l'achèvement de son entretien annuel au deuxième trimestre, on s'attend à ce que la production à Kearl dépasse un total de 280 000 barils bruts par jour au cours du deuxième semestre de l'année. Cadrant avec cette projection, l'Impériale a mis à jour ses lignes directrices de production au site de Kearl pour l'ensemble de l'année en se donnant comme objectif d'atteindre un total d'environ 245 000 barils bruts par jour.

« Je suis ravi de constater que le rendement de la production à Kearl est revenu à la normale au deuxième trimestre et que les répercussions liées aux temps froids extrêmes sont maintenant officiellement derrière nous, affirme M. Corson. Pour ce qui est de l'avenir, nous sommes en bonne voie d'accélérer la croissance de la production annuelle au site de Kearl afin d'atteindre un total de 280 000 barils bruts par jour, une initiative qui contribuera à créer une valeur importante pour nos actionnaires. »

Dans le secteur Aval, le débit des raffineries pour le trimestre s'est élevé en moyenne à 412 000 barils par jour, avec une utilisation de la capacité de raffinage de 96 %, ce qui représente un quatrième trimestre consécutif affichant un taux supérieur à 90 %, alors que la compagnie s'efforce de maximiser la production pour répondre à l'augmentation de la demande au Canada. Les ventes de produits pétroliers au cours du trimestre se sont élevées à 480 000 barils par jour en moyenne, la demande en carburant au Canada approchant les niveaux prépandémiques.

La compagnie a distribué plus de 2,7 milliards de dollars à ses actionnaires sous la forme de dividendes pendant le trimestre, et l'importante offre publique de rachat de la compagnie s'est terminée avec succès. En juin, l'Impériale a annoncé le renouvellement de son programme annuel d'offre publique de rachat dans le cours normal des activités, qui lui permettra de racheter jusqu'à 5 % de ses actions en circulation au cours d'une période de 12 mois se terminant le 28 juin 2023. L'Impériale a l'intention d'accélérer ses achats d'actions dans le cadre du programme d'offre publique de rachat dans le cours normal des activités et s'attend à racheter toutes les actions admissibles restantes d'ici la fin du mois d'octobre 2022. La compagnie a également déclaré un dividende de 0,34 dollar par action pour le troisième trimestre.

« Au cours du premier semestre de cette année, l'Impériale a généré des flux de trésorerie importants qui lui ont permis d'effectuer un nombre record de distributions à ses actionnaires, en plus d'augmenter le montant des redevances et des impôts versés aux gouvernements fédéral et provinciaux en soutien aux communautés dans lesquelles la compagnie exerce ses activités, explique M. Corson. Grâce aux mesures que nous avons prises pour concentrer davantage notre portefeuille, réduire nos coûts et accroître efficacement notre production, nous serons en mesure de continuer à verser des liquidités substantielles à nos actionnaires à l'avenir. »

En juin, l'Impériale a annoncé conjointement avec ExxonMobil Canada qu'elle avait conclu une entente avec Whitecap Resources Inc. concernant la vente de XTO Energy Canada, une société détenue conjointement par l'Impériale et ExxonMobil Canada, pour un total de 1,9 milliard de dollars de contreparties en espèces (la part de l'impériale se chiffrant à 940 millions de dollars). La vente devrait être conclue avant la fin du troisième trimestre de 2022, sous réserve des approbations réglementaires. La cession de XTO Energy Canada s'inscrit dans la stratégie de l'Impériale visant à maximiser la valeur actionnariale en concentrant les ressources de son secteur Amont sur les actifs de longue durée à faible déclin que constituent les sables bitumineux.

Au cours du trimestre, l'Impériale a publié son rapport annuel sur l'avancement des solutions climatiques, qui décrit les progrès de la compagnie et son engagement continu à réduire les émissions de gaz à effet de serre. L'Impériale s'engage à offrir des solutions énergétiques d'une façon qui contribue à protéger les gens, l'environnement et les communautés où elle exerce ses activités, y compris en atténuant les risques liés aux changements climatiques.

« L'Impériale recherche activement de nouvelles occasions attrayantes pour réduire ses émissions, augmenter sa production et accroître sa rentabilité, souligne M. Corson. Elle continue également à faire des progrès dans le cadre de nombreuses initiatives technologiques. Par exemple, elle soutient l'Alliance nouvelles voies et ses solutions de captage et de stockage du carbone, elle a récemment annoncé son intention de réaliser un projet pilote d'extraction de lithium en Alberta, qui présente un potentiel d'utilisation dans des produits de qualité batterie, et elle a réalisé une étude de faisabilité sur la production d'hydrogène à Nanticoke, qui permettrait de réduire les émissions de gaz à effet de serre dans la région. »

Faits marquants du deuxième trimestre

Contexte commercial actuel

Pendant la pandémie de COVID-19, les investissements de l'industrie visant à maintenir et à augmenter la capacité de production ont diminué afin de préserver le capital, ce qui a entraîné un sous-investissement et une réduction de l'offre alors que la demande en produits pétroliers et pétrochimiques se rétablissait. À la fin de 2021 et au cours du premier semestre de 2022, cette dynamique, combinée aux contraintes liées aux chaînes d'approvisionnement et à une reprise soutenue de la demande, s'est traduite par une augmentation constante des prix du pétrole et du gaz naturel ainsi que des marges de raffinage. Au premier semestre de 2022, le resserrement des marchés du pétrole et du gaz naturel a été exacerbé par l'invasion de l'Ukraine par la Russie et par les sanctions subséquentes qui ont frappé les affaires et autres activités menées en Russie. Le prix du brut ainsi que certains indicateurs régionaux pour le gaz naturel ont atteint des niveaux qui n'avaient pas été observés depuis plusieurs années. À la fin du deuxième trimestre, la hausse des prix a entraîné une réduction de la demande pour certains produits. Les prix des produits de base et des produits devraient demeurer volatils compte tenu de l'incertitude économique et géopolitique mondiale actuelle qui affecte l'offre et la demande.

Résultats d'exploitation

Comparaison des deuxièmes trimestres de 2022 et de 2021

 

 

Deuxième trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

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

2 409

366

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

3,63

0,50

Secteur Amont

Analyse du facteur bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Prix

Volumes

Redevance

Autres

2022

247

1 470

150

(430

)

(91

)

1 346

Prix : La hausse des prix de vente, qui concordait généralement avec celle des prix indicatifs, était principalement attribuable à une augmentation de la demande et aux contraintes liées aux chaînes d'approvisionnement. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 55,01 $ le baril, généralement en raison de l'augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont grimpé de 63,87 $ le baril, une hausse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La hausse des volumes, principalement liée au calendrier des activités d'entretien sur le site de Syncrude, a été partiellement compensée par un temps d'arrêt à Kearl.

Redevances : L'augmentation des redevances est principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières.

Autres : Comprend des frais d'exploitation plus élevés d'environ 180 millions de dollars, principalement en raison d'une hausse des prix de l'énergie, lesquels ont été partiellement compensés par des effets de change favorables d'environ 60 millions de dollars.

Prix indicatifs et prix de vente moyens

 

Deuxième trimestre

en dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

108,52

66,17

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

95,80

54,64

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

12,72

11,53

Bitume (le baril)

112,27

57,26

Pétrole brut synthétique (le baril)

144,67

80,80

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,78

0,81

Production

 

Deuxième trimestre

en milliers de barils par jour

2022

2021

Kearl (part de l'Impériale)

159

181

Cold Lake

144

142

Syncrude (a)

81

47

 

 

 

Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)

224

255

(a) Au deuxième trimestre de 2022, la production brute de Syncrude comprenait environ 2 milliers de barils de bitume par jour (2021 ?
arrondi à 0 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l'opérateur à l'aide d'un pipeline d'interconnexion
existant.

 

 

 

La baisse de production à Kearl découle principalement d'un temps d'arrêt.

 

 

 

L'augmentation de la production à Syncrude découle principalement du calendrier des activités d'entretien.

Secteur Aval

Analyse du facteur bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Marges

Autres

2022

60

910

63

1 033

COMPAGNIE PÉTROLIÈRE IMPÉRIALE LTÉE

Marges : L'augmentation des marges reflète principalement une amélioration des conditions de marché.

Autres : Comprend une diminution des coûts d'entretien d'environ 130 millions de dollars, découlant de l'absence d'activités d'entretien à la raffinerie de Strathcona, lesquels ont été partiellement compensés par des frais d'exploitation plus élevés d'environ 70 millions de dollars, principalement en raison d'une hausse des prix de l'énergie.

Taux d'utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers

 

Deuxième trimestre

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2022

2021

Débit des raffineries

412

332

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

96

78

Ventes de produits pétroliers

480

429

Le débit accru des raffineries au deuxième trimestre de 2022 est principalement attribuable à la réduction des activités d'entretien et à l'augmentation de la demande.

La hausse des ventes de produits pétroliers au deuxième trimestre de 2022 est principalement attribuable à une demande plus élevée.

Produits chimiques

Analyse du facteur bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Marges

Autres

2022

109

(30

)

(26

)

53

Comptes non sectoriels et autres

 

 

Deuxième trimestre

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

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

(23

)

(50

)

Situation de trésorerie et sources de financement

 

 

Deuxième trimestre

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

Flux de trésorerie liés aux :

 

 

Activités d'exploitation

2 682

 

852

 

Activités d'investissement

(230

)

(207

)

Activités de financement

(2 734

)

(1 336

)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

(282

)

(691

)

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

2 867

 

776

 

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation reflètent principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur Amont et l'augmentation des marges dans le secteur Aval.

Les flux de trésorerie liés aux activités d'investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement :

 

Deuxième trimestre

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

Dividendes versés

228

161

Dividende par action versé (en dollars)

0,34

0,22

Rachats d'actions (a)

2 500

1 171

Nombre d'actions achetées (en millions) (a)

32,5

29,5

(a) Les rachats d'actions sont effectués dans le cadre de l'importante offre publique de rachat de la compagnie en vigueur du
6 mai 2022 au 10 juin 2022 et couvrent les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu'elle puisse
maintenir son pourcentage de participation à environ 69,6 %.

Le 6 mai 2022, la compagnie a lancé une importante offre publique de rachat dans le cadre de laquelle elle a offert de racheter, à des fins d'annulation, jusqu'à 2,5 milliards de dollars de ses actions ordinaires par adjudication à la hollandaise modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre publique de rachat est venue à échéance, le 15 juin 2022, la compagnie a souscrit et acheté 32 467 532 actions ordinaires à un prix de 77,00 $ par action, ce qui représente un achat global de 2,5 milliards de dollars et 4,9 % des actions émises et en circulation de l'Impériale à la clôture des activités le 2 mai 2022. Cela comprend les 22 597 379 actions rachetées à Exxon Mobil Corporation par dépôt proportionnel afin qu'elle puisse maintenir son pourcentage de participation à environ 69,6 %.

Le 27 juin 2022, 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 dans le cours normal des activités et qu'elle poursuivait son programme existant de rachat d'actions. Le programme permet à la compagnie de racheter un maximum de 31 833 809 actions ordinaires entre le 29 juin 2022 et le 28 juin 2023. Ce maximum comprend les actions rachetées dans le cadre de l'offre publique de rachat dans le cours normal des activités et à la société Exxon Mobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l'offre publique de rachat dans le cours normal des activités. Dans le passé, la société Exxon Mobil Corporation a 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 2023 ou lorsque la compagnie aura racheté le maximum autorisé d'actions. L'Impériale a l'intention d'accélérer ses achats d'actions dans le cadre du programme d'offre publique de rachat dans le cours normal des activités et s'attend à racheter toutes les actions admissibles restantes d'ici la fin du mois d'octobre 2022. Les plans de rachat peuvent être modifiés à tout moment sans préavis.

Comparaison du premier semestre de 2022 et de 2021

 

 

Six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

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

3 582

758

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

5,36

1,04

Secteur Amont

Analyse du facteur bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Prix

Volumes

Redevance

Autres

2022

326

2 690

(100

)

(710

)

(78

)

2 128

Prix : La hausse des prix de vente, qui concordait généralement avec celle des prix indicatifs, était principalement attribuable à une augmentation de la demande et aux contraintes liées aux chaînes d'approvisionnement. Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 49,08 $ le baril, généralement en raison de l'augmentation du WCS, et les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont grimpé de 58,99 $ le baril, une hausse coïncidant généralement avec celle du WTI.

Volumes : La baisse des volumes, principalement attribuable à un temps d'arrêt à Kearl, a été partiellement compensée par le calendrier des activités d'entretien sur le site de Syncrude.

Redevances : L'augmentation des redevances est principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières.

Autres : Comprend des frais d'exploitation plus élevés d'environ 220 millions de dollars, principalement en raison d'une hausse des prix de l'énergie, lesquels ont été partiellement compensés par des effets de change favorables d'environ 60 millions de dollars.

Prix de vente moyens et prix indicatifs

 

Six mois

en dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)

101,77

62,22

Western Canada Select (en dollars américains le baril)

88,13

50,14

Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)

13,64

12,08

Bitume (le baril)

101,53

52,45

Pétrole brut synthétique (le baril)

131,41

72,42

Taux de change moyen (en dollars américains)

0,79

0,80

Production

 

Six mois

en milliers de barils par jour

2022

2021

Kearl (part de l'Impériale)

146

180

Cold Lake

142

141

Syncrude (a)

79

63

 

 

 

Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)

205

253

(a) En 2022, la production brute de Syncrude comprenait environ 2 milliers de barils de bitume par jour (2021 ? arrondi à 0 millier de
barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l'opérateur à l'aide d'un pipeline d'interconnexion existant.
 

La baisse de production à Kearl découle principalement d'un temps d'arrêt

 

 

 

L'augmentation de la production à Syncrude découle principalement du calendrier des activités d'entretien.

Secteur Aval

Analyse du facteur bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Marges

Autres

2022

352

960

110

1 422

Marges : L'augmentation des marges reflète principalement une amélioration des conditions de marché.

Autres : Comprend une diminution des coûts d'entretien d'environ 130 millions de dollars, découlant de l'absence d'activités d'entretien à la raffinerie de Strathcona, lesquels ont été partiellement compensés par des frais d'exploitation plus élevés d'environ 90 millions de dollars, principalement en raison d'une hausse des prix de l'énergie.

Taux d'utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers

 

Six mois

en milliers de barils par jour, sauf indication contraire

2022

2021

Débit des raffineries

406

348

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

95

81

Ventes de produits pétroliers

464

421

Le débit accru des raffineries en 2022 est principalement attribuable à la réduction des activités d'entretien et à l'augmentation de la demande.

L'augmentation des ventes de produits pétroliers en 2022 reflète principalement une demande plus forte.

Produits chimiques

Analyse du facteur bénéfice (perte) net

en millions de dollars canadiens

 

2021

Marges

Autres

2022

176

(40

)

(27

)

109

Comptes non sectoriels et autres

 

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

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

(77)

(96)

Situation de trésorerie et sources de financement

 

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

Flux de trésorerie liés aux :

 

 

Activités d'exploitation

4 596

 

1 897

 

Activités d'investissement

(509

)

(354

)

Activités de financement

(3 373

)

(1 538

)

Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie

714

 

5

 

Les flux de trésorerie générés par les activités d'exploitation reflètent principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur Amont, l'augmentation des marges du secteur Aval et les effets favorables du fonds de roulement.

Les flux de trésorerie liés aux activités d'investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement :

 

Six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

Dividendes versés

413

323

Dividende par action versé (en dollars)

0,61

0,44

Rachats d'actions (a)

2 949

1 171

Nombre d'actions achetées (en millions) (a)

41,4

29,5

(a) Les rachats d'actions sont effectués dans le cadre du programme d'offre publique de rachat dans le cours normal des activités et
de l'importante offre publique de rachat de la compagnie en vigueur du 6 mai 2022 au 10 juin 2022. Cela comprend le rachat d'actions
à Exxon Mobil Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de l'offre publique de rachat dans le cours normal des
activités, et par dépôt proportionnel dans le cadre de l'importante offre publique de rachat de la compagnie.

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 comprennent notamment des références aux achats d'actions dans le cadre du programme d'offre publique de rachat dans le cours normal des activités, y compris l'intention d'accélérer l'exécution du programme afin qu'il se termine d'ici la fin du mois d'octobre 2022; la vente de XTO Energy Canada et la date de clôture prévue; la stratégie visant à maximiser la valeur actionnariale en se concentrant sur les actifs de longue durée à faible déclin que constituent les sables bitumineux; les prévisions de production à Kearl pour le deuxième semestre de 2022, la mise à jour des lignes directrices de production pour l'ensemble de l'année 2022 et le fait que la compagnie demeure en bonne voie d'atteindre son objectif d'un total de 280 000 barils bruts par jour; la capacité de continuer à verser des liquidités substantielles aux actionnaires; le fait que la compagnie continue de maximiser sa production pour répondre à l'augmentation de la demande en carburant au Canada; l'engagement continu à réduire les émissions de gaz à effet de serre et à atténuer les risques liés aux changements climatiques, y compris l'incidence des diverses occasions permettant de réduire les émissions, d'augmenter la production et d'accroître la rentabilité; le projet pilote d'extraction de lithium et le soutien qui sera fourni par l'Impériale; l'étude portant sur le potentiel de production d'hydrogène à Nanticoke; et la volatilité attendue des cours des matières premières et des produits.

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; 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; l'adoption de nouvelles installations ou technologies et leur incidence sur la réduction de l'intensité des émissions de GES, y compris notamment le soutien et la promotion de solutions de captage et de stockage du carbone et les résultats du projet pilote d'extraction de lithium, et tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces projets; la réception, dans les délais prévus, des approbations réglementaires liées à la vente de XTO Energy Canada, ainsi que la clôture de cette vente comme prévue; 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 et les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement aux changements climatiques et aux réductions des émissions de GES; 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; 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, l'incidence de la COVID-19 sur la demande et la survenance de guerres; la disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, ainsi que la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources d'énergie de rechange et des autres technologies de réduction des émissions; l'absence 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; 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; 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; 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 communiqué peut renvoyer à toute une gamme d'activités différentes et n'a pas nécessairement le même sens que celui qu'on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire

2022

2021

 

2022

2021

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

Total des produits et des autres revenus

17 307

8 047

 

29 993

15 045

 

Total des dépenses

14 141

7 576

 

25 293

14 062

 

Bénéfice (perte) avant impôts

3 166

471

 

4 700

983

 

Impôts sur le bénéfice

757

105

 

1 118

225

 

Bénéfice (perte) net

2 409

366

 

3 582

758

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

3,63

0,51

 

5,37

1,04

 

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

3,63

0,50

 

5,36

1,04

 

 

 

 

 

 

 

 

Autres données financières

 

 

 

 

 

 

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

3

22

 

19

24

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Total de l'actif au 30 juin

 

 

 

44 892

38 939

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Total du passif au 30 juin

 

 

 

5 166

5 262

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Capitaux propres au 30 juin

 

 

 

21 979

20 769

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Capital utilisé au 30 juin

 

 

 

27 162

26 055

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Dividendes déclarés sur les actions ordinaires

 

 

 

 

 

 

 

Total

227

195

 

455

356

 

 

Par action ordinaire (en dollars)

0,34

0,27

 

0,68

0,49

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Millions d'actions ordinaires en circulation

 

 

 

 

 

 

 

Au 30 juin

 

 

 

636,7

704,6

 

 

Moyenne ? compte tenu d'une dilution

664,4

725,8

 

668,1

730,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe II

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

 

2022

 

2021

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période

2 867

 

776

 

 

2 867

 

776

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Activités d'exploitation

 

 

 

 

 

Bénéfice (perte) net

2 409

 

366

 

 

3 582

 

758

 

Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :

 

 

 

 

 

 

Dépréciation et épuisement

451

 

450

 

 

877

 

944

 

 

(Gain) perte à la vente d'actifs

(4

)

(24

)

 

(24

)

(27

)

 

Impôts sur les bénéfices reportés et autres

(149

)

76

 

 

(480

)

136

 

Variations de l'actif et du passif d'exploitation

(101

)

(41

)

 

594

 

(64

)

Autres postes ? montant net

76

 

25

 

 

47

 

150

 

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

2 682

 

852

 

 

4 596

 

1 897

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Activités d'investissement

 

 

 

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(333

)

(241

)

 

(637

)

(408

)

Produits de la vente d'actifs

102

 

35

 

 

126

 

42

 

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

1

 

(1

)

 

2

 

12

 

Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement

(230

)

(207

)

 

(509

)

(354

)

 

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités de financement

(2 734

)

(1 336

)

 

(3 373

)

(1 538

)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe III

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

 

2022

 

2021

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

1 346

 

247

 

 

2 128

 

326

 

 

Secteur Aval

1 033

 

60

 

 

1 422

 

352

 

 

Produits chimiques

53

 

109

 

 

109

 

176

 

 

Comptes non sectoriels et autres

(23

)

(50

)

 

(77

)

(96

)

 

Bénéfice (perte) net

2 409

 

366

 

 

3 582

 

758

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Produits et autres revenus

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

5 949

 

3 934

 

 

10 483

 

7 427

 

 

Secteur Aval

18 785

 

5 831

 

 

32 830

 

11 136

 

 

Produits chimiques

563

 

456

 

 

1 034

 

832

 

 

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

(7 990

)

(2 174

)

 

(14 354

)

(4 350

)

 

Produits et autres revenus

17 307

 

8 047

 

 

29 993

 

15 045

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

2 357

 

2 044

 

 

4 247

 

3 878

 

 

Secteur Aval

16 261

 

4 760

 

 

28 773

 

8 780

 

 

Produits chimiques

401

 

240

 

 

716

 

449

 

 

Éliminations

(7 998

)

(2 177

)

 

(14 365

)

(4 353

)

 

Achats de pétrole brut et de produits

11 021

 

4 867

 

 

19 371

 

8 754

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production et fabrication

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

1 423

 

1 166

 

 

2 672

 

2 275

 

 

Secteur Aval

418

 

357

 

 

774

 

683

 

 

Produits chimiques

67

 

46

 

 

121

 

96

 

 

Éliminations

-

 

-

 

 

-

 

-

 

 

Production et fabrication

1 908

 

1 569

 

 

3 567

 

3 054

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Frais de vente et frais généraux

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

-

 

-

 

 

-

 

-

 

 

Secteur Aval

153

 

142

 

 

300

 

275

 

 

Produits chimiques

22

 

22

 

 

45

 

47

 

 

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

16

 

36

 

 

71

 

67

 

 

Frais de vente et frais généraux

191

 

200

 

 

416

 

389

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

 

 

 

 

 

 

Secteur Amont

233

 

130

 

 

455

 

215

 

 

Secteur Aval

69

 

120

 

 

137

 

188

 

 

Produits chimiques

2

 

2

 

 

3

 

4

 

 

Comptes non sectoriels et autres

10

 

7

 

 

15

 

15

 

 

Dépenses en immobilisations et frais d'exploration

314

 

259

 

 

610

 

422

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Frais d'exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus

1

 

2

 

 

3

 

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Annexe IV

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Données d'exploitation

Deuxième trimestre

 

Six mois

 

 

 

2022

2021

 

2022

2021

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

Kearl

159

181

 

146

180

 

Cold Lake

144

142

 

142

141

 

Syncrude (a)

81

47

 

79

63

 

Classique

11

11

 

11

10

 

Total de la production de pétrole brut

395

381

 

378

394

 

LGN mis en vente

2

1

 

1

2

 

Total de la production de pétrole brut et de LGN

397

382

 

379

396

 

 

 

 

 

 

 

 

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

98

116

 

105

123

Production brute d'équivalent pétrole (b)

413

401

 

397

417

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

Kearl

145

174

 

134

174

 

Cold Lake

101

111

 

104

112

 

Syncrude (a)

63

38

 

61

56

 

Classique

10

11

 

11

10

 

Total de la production de pétrole brut

319

334

 

310

352

 

LGN mis en vente

1

2

 

1

2

 

Total de la production de pétrole brut et de LGN

320

336

 

311

354

 

 

 

 

 

 

 

 

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

95

110

 

98

119

Production nette d'équivalent pétrole (b)

336

354

 

327

374

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

221

252

 

205

250

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

191

201

 

189

191

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

2

-

 

1

-

 

 

 

 

 

 

 

 

Prix de vente moyens (en dollars canadiens)

 

 

 

 

 

 

Bitume (le baril)

112,27

57,26

 

101,53

52,45

 

Pétrole brut synthétique (le baril)

144,67

80,80

 

131,41

72,42

 

Pétrole brut classique (le baril)

115,80

58,44

 

106,99

54,16

 

LGN (le baril)

69,19

30,07

 

66,98

30,97

 

Gaz naturel (le millier de pieds cubes)

6,81

3,45

 

5,98

3,34

 

 

 

 

 

 

 

 

Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)

412

332

 

406

348

Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)

96

78

 

95

81

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

Essence

229

209

 

219

203

 

Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur

179

147

 

176

150

 

Huiles lubrifiantes et autres produits

49

45

 

49

44

 

Mazout lourd

23

28

 

20

24

 

Ventes nettes de produits pétroliers

480

429

 

464

421

 

 

 

 

 

 

 

 

Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)

222

222

 

432

433

 

 

 

 

 

 

 

 

(a)

La production brute et nette de Syncrude comprend du bitume exporté vers les installations de l'opérateur à l'aide d'un pipeline d'interconnexion existant.

 

Production brute de bitume de Syncrude (en milliers de barils par jour)

2

-

 

2

-

 

Production nette de bitume de Syncrude (en milliers de barils par jour)

2

-

 

1

-

(b)

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

 

 

 

(c)

Ventes de LGN arrondies à zéro en 2021.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2022

 

 

 

 

 

Premier trimestre

1 173

 

 

 

 

1,75

 

Deuxième trimestre

2 409

 

 

 

 

3,63

 

Exercice

3 582

 

 

 

 

5,36

 

(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 financières normalisées selon les PCGR et n'ont pas non plus de sens normalisé. Par conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement comparables aux mesures présentées par d'autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux PCGR.

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

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

Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation, hors le fonds de roulement

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

 

2022

2021

 

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

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

2 682

 

852

 

 

4 596

1 897

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Moins les variations du fonds de roulement

 

 

 

 

 

 

Variations de l'actif et du passif d'exploitation

(101

)

(41

)

 

594

(64

)

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

2 783

 

893

 

 

4 002

1 961

 

Flux de trésorerie disponible

Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond aux flux de trésorerie issus des activités d'exploitation, moins les ajouts aux immobilisations corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le produit de la vente d'actifs. Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation figurant dans l'état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l'on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans s'y limiter, les dividendes et les achats d'actions) après des investissements dans l'entreprise.

Rapprochement du flux de trésorerie disponible

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2022

 

2021

 

 

2022

 

2021

 

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

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation

2 682

 

852

 

 

4 596

 

1 897

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement

 

 

 

 

 

 

Ajouts aux immobilisations corporelles

(333

)

(241

)

 

(637

)

(408

)

 

Produits de la vente d'actifs

102

 

35

 

 

126

 

42

 

 

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

1

 

(1

)

 

2

 

12

 

Flux de trésorerie disponible

2 452

 

645

 

 

4 087

 

1 543

 

Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice total de la compagnie d'au moins 100 millions de dollars au cours d'un trimestre donné. L'incidence du bénéfice (perte) net d'un élément identifié pour un secteur individuel dans un trimestre donné peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque l'élément touche plusieurs secteurs ou plusieurs périodes. Le bénéfice (perte) net figurant dans l'état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l'on peut trouver dans les états financiers. La direction utilise ces chiffres pour améliorer la comparabilité des activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et retirant les événements non opérationnels importants des résultats commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte) net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier. Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.

Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés

Il n'y a eu aucun élément identifié au deuxième trimestre ou en cumul annuel pour 2022 et 2021.

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

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

 

2022

2021

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

 

 

 

 

 

Total des dépenses

14 141

7 576

 

25 293

14 062

Moins :

 

 

 

 

 

Achats de pétrole brut et de produits

11 021

4 867

 

19 371

8 754

Taxes d'accise fédérales et frais de carburant

553

465

 

1 032

869

Dépréciation et épuisement

451

450

 

877

944

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

5

10

 

9

21

Financement

11

13

 

18

27

Total des coûts d'exploitation

2 100

1 771

 

3 986

3 447

 

 

 

 

 

 

Composants des coûts d'exploitation

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

 

2022

2021

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

 

 

 

 

 

Production et fabrication

1 908

1 569

 

3 567

3 054

Frais de vente et frais généraux

191

200

 

416

389

Exploration

1

2

 

3

4

Coûts d'exploitation

2 100

1 771

 

3 986

3 447

 

 

 

 

 

 

Contributions des segments au total des coûts d'exploitation

 

 

 

 

 

 

Deuxième trimestre

 

Six mois

en millions de dollars canadiens

2022

2021

 

2022

2021

Secteur Amont

1 424

1 168

 

2 675

2 279

Secteur Aval

571

499

 

1 074

958

Produits chimiques

89

68

 

166

143

Éliminations/Comptes non sectoriels et autres

16

36

 

71

67

Coûts d'exploitation

2 100

1 771

 

3 986

3 447

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 brute totale d'équivalent pétrole 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

 

 

Deuxième trimestre

 

2022

 

2021

en millions de dollars canadiens

Secteur
Amont (a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

 

Secteur
Amont (a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

Production et fabrication

1 423

578

396

380

 

1 166

461

254

391

Frais de vente et frais généraux

-

-

-

-

 

-

-

-

-

Exploration

1

-

-

-

 

2

-

-

-

Coûts d'exploitation

1 424

578

396

380

 

1 168

461

254

391

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d'équivalent pétrole

413

159

144

81

 

401

181

142

47

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Coûts d'exploitation unitaires

(en dollars par baril d'équivalent pétrole)

37,89

39,95

30,22

51,55

 

32,01

27,99

19,66

91,42

USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre

29,55

31,16

23,57

40,21

 

25,93

22,67

15,92

74,05

2022 0,78 dollar américain; 2021 0,81 dollar
américain

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Six mois

 

2022

 

2021

en millions de dollars canadiens

Secteur
Amont (a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

 

Secteur
Amont (a)

Kearl

Cold
Lake

Syncrude

Production et fabrication

2 672

1 099

718

728

 

2 275

916

514

724

Frais de vente et frais généraux

-

-

-

-

 

-

-

-

-

Exploration

3

-

-

-

 

4

-

-

-

Coûts d'exploitation

2 675

1 099

718

728

 

2 279

916

514

724

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Production brute d'équivalent pétrole

397

146

142

79

 

417

180

141

63

(en milliers de barils par jour)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

37,23

41,59

27,94

50,91

 

30,19

28,12

20,14

63,49

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

29,41

32,86

22,07

40,22

 

24,15

22,50

16,11

50,79

2022 0,79 dollar américain; 2021 0,80 dollar
américain

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l'annexe VI.

Source : Imperial


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Communiqué envoyé le 29 juillet 2022 à 08:00 et diffusé par :