- Bénéfice net trimestriel de 1 133 millions de dollars
- Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 629
millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation hors le fonds de roulement1 de 1 508 millions de
dollars
- Production du secteur Amont de 404 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour, la plus élevée au deuxième trimestre depuis
plus de 30 ans après ajustement au titre de la cession de XTO
Energy Canada
- Record de production du deuxième trimestre égalé à Kearl, avec
une production totale brute de 255 000 barils d’équivalent pétrole
brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 181 000
barils)
- Solides résultats à Cold Lake marqués par la production de 147
000 barils par jour et le début de la production de pétrole à Grand
Rapids
- Taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 89 pour
cent conjugué à la réalisation des activités d’entretien à
Strathcona et Sarnia
- Renouvellement de l’offre publique annuelle de rachat dans le
cours normal des activités pour racheter jusqu’à 5 pour cent des
actions ordinaires en circulation; intention d’accélérer les achats
afin de terminer le programme avant la fin de l’année
- Déclaration d’un dividende trimestriel de 60 cents par
action
L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
∆
2024
2023
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 133
675
+458
2 328
1 923
+405
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,11
1,15
+0,96
4,34
3,29
+1,05
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
462
493
(31)
958
922
+36
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au deuxième
trimestre de 1 133 millions de dollars, comparativement à un
bénéfice net de 1 195 millions de dollars au premier trimestre de
2024, reflétant une baisse des marges de raffinage et une nette
augmentation des activités d’entretien, en partie compensées par
une hausse des prix touchés dans le secteur Amont. Les flux de
trésorerie trimestriels générés par les activités d’exploitation se
sont élevés à 1 629 millions de dollars, en hausse par rapport aux
1 076 millions de dollars au premier trimestre de 2024. Les flux de
trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du
fonds de roulement1, se sont élevés à 1 508 millions de dollars,
comparativement à 1 521 millions de dollars au premier trimestre de
2024.
« Les résultats du deuxième trimestre de L’Impériale sont étayés
par de solides opérations dans l’ensemble de nos secteurs
d’activité, notamment la réalisation réussie et en toute sécurité
de plusieurs activités d’entretien importantes », a déclaré Brad
Corson, président du conseil d’administration, président et chef de
la direction. « La majorité des activités d’entretien planifiées
étant achevées, nous sommes bien placés pour enregistrer une forte
production au second semestre. »
La production du secteur Amont au deuxième trimestre s’est
établie en moyenne à 404 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, soit la production au deuxième trimestre la plus élevée
depuis plus de 30 ans après ajustement au titre de la cession de
XTO Energy Canada. À Kearl, la production trimestrielle brute
totale s’est établie en moyenne à 255 000 barils par jour (la part
de L’Impériale se chiffrant à 181 000 barils), égalant le record de
production du deuxième trimestre de cet actif et atteignant une
production record au premier semestre. Au cours du trimestre, Kearl
a également procédé à ses activités d’entretien annuelles en temps
record. À Cold Lake, la production trimestrielle s’est établie en
moyenne à 147 000 barils bruts par jour, dont 3 000 barils par jour
provenant de la Phase 1 du projet Grand Rapids (PGR1). La
production au PGR1, qui a atteint 8 000 barils bruts par jour en
juin, continue d’augmenter et devrait atteindre 15 000 barils bruts
par jour à plein régime. Ce projet abaisse également les charges
décaissées unitaires1 et réduit l’intensité des émissions de gaz à
effet de serre par rapport aux procédés existants. Au cours du
trimestre, Syncrude a procédé aux activités d’entretien annuelles
de son unité de cokéfaction, et la quote-part de la compagnie dans
la production trimestrielle s’est établie en moyenne à 66 000
barils bruts par jour.
« La Phase 1 de Grand Rapids est le premier projet SGSIV avec
adjonction de solvant dans l’industrie, soulignant l’importance que
L’Impériale continue d’accorder à l’utilisation de la technologie
pour accroître la production de manière rentable tout en réduisant
l’intensité des émissions de gaz à effet de serre », a déclaré M.
Corson.
Dans le secteur Aval, des activités d’entretien importantes ont
été réalisées avec succès aux raffineries de Strathcona et Sarnia.
Le débit trimestriel s’est élevé en moyenne à 387 000 barils par
jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de
89 pour cent, reflétant de solides opérations et un haut degré de
fiabilité, en particulier à la raffinerie de Nanticoke. Les ventes
de produits pétroliers se sont élevées en moyenne à 470 000 barils
par jour. Tout au long du trimestre, la société a poursuivi les
travaux de la plus grande installation de diesel renouvelable au
Canada dans sa raffinerie de Strathcona. Une fois achevé, le projet
devrait pouvoir produire plus d’un milliard de litres de diesel
renouvelable par an.
L’Impériale a distribué 321 millions de dollars aux actionnaires
sous forme de dividendes versés au deuxième trimestre et a déclaré
un dividende de 60 cents par action au troisième trimestre. En
juin, L’impériale a renouvelé son programme annuel d’offre publique
de rachat dans le cours normal des activités, qui lui permettra de
racheter jusqu’à 5 pour cent de ses actions en circulation au cours
d’une période de 12 mois.
« Conformément à notre engagement continu de distribuer
l’excédent de trésorerie aux actionnaires, j’ai le plaisir
d’annoncer notre plan d’accélération des rachats d’actions dans le
cadre du programme annuel d’offre publique de rachat, l’objectif
étant de terminer le programme avant la fin de l’année », a déclaré
M. Corson.
Faits saillants du deuxième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 133 millions de dollars, ou
2,11 dollars par action sur une base diluée, en hausse par
rapport aux 675 millions de dollars, ou 1,15 dollar par action, au
deuxième trimestre de 2023.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 1 629 millions de dollars, en hausse par rapport
aux 885 millions de dollars au deuxième trimestre de 2023. Les flux
de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de
roulement1, se sont élevés à 1 508 millions de dollars, en hausse
par rapport aux 1 136 millions de dollars pour la même période en
2023.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 462 millions de dollars, comparativement à 493
millions de dollars au deuxième trimestre de 2023.
- La société a distribué 321 millions de dollars aux
actionnaires au deuxième trimestre de 2024 sous forme de
dividendes versés.
- Le renouvellement du programme de rachats d’actions,
permettant le rachat de jusqu’à cinq pour cent des actions
ordinaires en circulation, soit un maximum de 26 791 840 actions,
au cours de la période de 12 mois commençant le 29 juin 2024.
Conformément à son engagement de distribuer l’excédent de
trésorerie aux actionnaires, L’Impériale a l’intention d’accélérer
ses achats d’actions dans le cadre de l’offre publique annuelle de
rachat d’actions dans le cours normal des activités et s’attend à
racheter toutes les actions restantes auxquelles elle a droit avant
la fin de l’année. Les projets de rachat peuvent être modifiés en
tout temps sans préavis.
- La production s’est établie en moyenne à 404 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production au deuxième
trimestre la plus élevée depuis plus de 30 ans après ajustement au
titre de la cession de XTO Energy Canada, en hausse par rapport aux
363 000 barils bruts d’équivalent pétrole par jour au cours de la
même période en 2023.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 255 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 181 000 barils), égalant le record de
production du deuxième trimestre et atteignant une production
record au premier semestre. Cela représente une augmentation par
rapport aux 217 000 barils par jour (la part de L’Impériale se
chiffrant à 154 000 barils) enregistrés au deuxième trimestre de
2023.
- La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en
moyenne à 147 000 barils par jour, en hausse par rapport aux
132 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2023. Cette hausse
est principalement attribuable au calendrier des cycles de
production et de vapeur ainsi qu’à la production de la Phase 1 du
projet Grand Rapids (PGR1).
- Début de la production de pétrole à la Phase 1 du projet
Grand Rapids conformément au plan, et poursuite de l’augmentation
de la production. Le PGR1 est le premier projet SGSIV avec
adjonction de solvant de l’industrie. Il permettra d’abaisser les
charges décaissées unitaires1 et de réduire l’intensité des
émissions de gaz à effet de serre par rapport aux procédés
existants. Ce projet devrait permettre de produire 15 000 barils
bruts par jour à plein régime.
- La fabrication de modules pour le projet de réaménagement
SGSIV Leming a débuté et les travaux sur le site se
poursuivent. Le projet est en bonne voie pour démarrer en 2025,
avec une production maximale prévue d’environ 9 000 barils bruts
par jour.
- La quote-part de la société dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 66 000 barils par jour,
soit le même niveau que les 66 000 barils par jour au deuxième
trimestre de 2023. Syncrude a procédé à ses activités d’entretien
de l’unité de cokéfaction à la fin du mois de mai.
- Le débit moyen des raffineries a été de 387 000 barils par
jour, comparativement aux 388 000 barils par jour au deuxième
trimestre de 2023. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé
à 89 pour cent, comparativement à 90 pour cent au deuxième
trimestre de 2023, reflétant de solides opérations et un haut degré
de fiabilité, notamment l’achèvement des activités d’entretien à
Strathcona et Sarnia.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 470 000 barils
par jour, comparativement à 475 000 barils par jour au deuxième
trimestre de 2023.
- Achèvement réussi du remplacement proactif d’un tronçon du
pipeline de produits de Winnipeg, permettant ainsi de rétablir
l’approvisionnement en carburant dans la région.
- Poursuite des travaux à la plus grande installation de
diesel renouvelable au Canada dans sa raffinerie de Strathcona,
dont l’achèvement de l’installation du réacteur principal. Une
fois achevé, le projet devrait pouvoir produire plus d’un milliard
de litres de diesel renouvelable par an.
- Poursuite des travaux d’agrandissement du réseau de dépôts
de distribution de mélange et de déchargement de diesel
renouvelable. L’achèvement du dépôt de Calgary améliore notre
capacité à fournir à nos clients des options de carburants à plus
faibles émissions.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 65
millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 71
millions de dollars au deuxième trimestre de 2023.
- L’Alliance Nouvelles voies a continué à déposer des demandes
réglementaires auprès de l’Alberta Energy Regulator pour son
projet proposé de captage et de stockage du carbone, tout en
progressant dans les études techniques détaillées du pipeline de
transport proposé, ainsi que dans les plans de forage pour des
puits d’évaluation supplémentaires. L’achèvement du projet est
subordonné à l’obtention d’un soutien fiscal et d’approbations
réglementaires.
Contexte commercial récent
Au cours du premier semestre de 2024, le prix du pétrole brut
est resté relativement stable par rapport au quatrième trimestre de
2023. Le différentiel WTI/WCS canadien s’est encore resserré au
deuxième trimestre, principalement en raison de la mise en service
d’une capacité pipelinière supplémentaire. Les marges de raffinage
ont baissé, l’augmentation de l’offre ayant largement répondu à la
demande croissante et les perturbations géopolitiques des flux
commerciaux s’étant atténuées.
Résultats d’exploitation Comparaison des deuxièmes
trimestres de 2024 et 2023
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 133
675
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,11
1,15
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2024
384
300
280
(180)
15
799
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de
14,38 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une
hausse des prix et au resserrement du différentiel WTI/WCS. Les
prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont augmenté de 10,64
$ le baril, une hausse coïncidant généralement avec celle du
WTI.
Volumes : La hausse des volumes est principalement attribuable à
une hausse de la productivité du parc de mine et à l’optimisation
des activités d’entretien à Kearl, ainsi qu’au calendrier des
cycles de production et de vapeur et à la production du projet PGR1
à Cold Lake.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Deuxième trimestre
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2024
2023
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
80,63
73,56
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
67,03
58,49
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
13,60
15,07
Bitume (le baril)
83,02
68,64
Pétrole brut synthétique (le baril)
111,56
100,92
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,73
0,74
Production
Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour
2024
2023
Kearl (part de L’Impériale)
181
154
Cold Lake
147
132
Syncrude (a)
66
66
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
255
217
(a) Au deuxième trimestre de 2024, la production brute de Syncrude
comprenait environ 2 milliers de barils de bitume par jour et
d’autres produits (2023 – 0 milliers de barils par jour) qui
étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide
d’un pipeline d’interconnexion.
La hausse de la production au site de Kearl est principalement
attribuable à une hausse de la productivité du parc de mine et à
l’optimisation des activités d’entretien.
La hausse de la production à Cold Lake est principalement
attribuable au calendrier des cycles de production et de vapeur et
à la production du projet PGR1.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
250
(90)
134
294
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Attribuable essentiellement à une diminution des coûts
d’entretien d’environ 140 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2024
2023
Débit des raffineries
387
388
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
89
90
Ventes de produits pétroliers
470
475
Le débit des raffineries au deuxième trimestre de 2024 reflète
l’impact des activités d’entretien aux raffineries de Sarnia et de
Strathcona. Le débit des raffineries au deuxième trimestre de 2023
a reflété l’impact des activités d’entretien à la raffinerie de
Strathcona.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
71
(10)
4
65
Comptes non sectoriels et autres
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(25)
(30)
Situation de trésorerie et sources de financement
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
1 629
885
Activités d’investissement
(456)
(489)
Activités de financement
(329)
(263)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
844
133
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
2 020
2 376
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement la hausse des prix obtenus et des volumes
dans le secteur Amont et les effets favorables du fonds de
roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement une baisse 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
2024
2023
Dividendes versés
321
257
Dividende par action versé (en
dollars)
0,60
0,44
Rachats d’actions (a)
—
—
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
—
—
(a) La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours des deuxièmes
trimestres de 2024 et 2023.
Le 24 juin 2024, la compagnie a annoncé dans un communiqué de
presse qu’elle avait reçu l’approbation finale de la Bourse de
Toronto pour une nouvelle offre publique de rachat dans le cours
normal des activités et qu’elle poursuivra son programme de rachat
d’actions existant. Les actionnaires peuvent obtenir gratuitement
une copie du Préavis d’offre publique annuelle de rachat dans le
cours normal des activités approuvé par la TSX en contactant la
compagnie. Le programme permet à la compagnie d’acheter jusqu’à un
maximum de 26 791 840 actions ordinaires au cours de la période
allant du 29 juin 2024 au 28 juin 2025. Ce nombre maximum d’actions
comprend les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation dans le
cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des
activités. Comme dans le passé, la société Exxon Mobil Corporation
a informé la compagnie qu’elle avait l’intention de conserver son
pourcentage de participation à environ 69,6 %. Le programme prendra
fin lorsque la compagnie aura acheté le nombre maximum d’actions
autorisé dans le cadre du programme ou autrement le 28 juin 2025.
L’Impériale a l’intention d’accélérer ses rachats 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 restantes
auxquelles elle a droit avant la fin de l’exercice. Les projets de
rachat peuvent être modifiés en tout temps sans préavis.
Comparaison des six premiers mois de 2024 et de 2023
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
2 328
1 923
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
4,34
3,29
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2024
714
630
310
(300)
3
1 357
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de
15,76 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une
hausse des prix et au resserrement du différentiel WTI/WCS. Les
prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont
augmenté de 0,37 $ le baril, une hausse principalement due à celle
du WTI, qui a été partiellement contrebalancée par le resserrement
du différentiel synthétique/WTI.
Volumes : La hausse des volumes est principalement attribuable à
une hausse de la productivité du parc de mine et à l’optimisation
des activités d’entretien à Kearl, ainsi qu’au calendrier des
cycles de production et de vapeur et à la production du projet PGR1
à Cold Lake.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement
attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 120 millions de dollars, attribuables essentiellement à
la baisse des prix de l’énergie, partiellement contrebalancée par
la baisse des ventes d’électricité à Cold Lake en raison de la
baisse des prix.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Six mois
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2024
2023
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
78,77
74,77
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
62,34
54,92
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
16,43
19,85
Bitume (le baril)
74,70
58,94
Pétrole brut synthétique (le baril)
102,10
101,73
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,74
0,74
Production
Six mois
en milliers de barils par jour
2024
2023
Kearl (part de L’Impériale)
189
169
Cold Lake
144
137
Syncrude (a)
70
71
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
266
238
(a) En 2024, la production brute de Syncrude comprenait environ 1
millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2023 – 1
millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les
installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline
d’interconnexion existant.
La hausse de la production au site de Kearl est principalement
attribuable à une hausse de la productivité du parc de mine et à
l’optimisation des activités d’entretien.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
1 120
(280)
85
925
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Attribuable essentiellement à une diminution des coûts
d’entretien d’environ 150 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Six mois
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2024
2023
Débit des raffineries
397
403
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
92
93
Ventes de produits pétroliers
460
465
Le débit des raffineries en 2024 reflète l’impact des activités
d’entretien aux raffineries de Sarnia et de Strathcona. Le débit
des raffineries en 2023 reflétait l’impact des activités
d’entretien à la raffinerie de Strathcona.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
124
(10)
8
122
Comptes non sectoriels et autres
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(76)
(35)
Situation de trésorerie et sources de financement
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
2 705
64
Activités d’investissement
(937)
(903)
Activités de financement
(612)
(534)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
1 156
(1 373)
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement l’absence d’effets défavorables du fonds
de roulement liés en grande partie à une charge d’impôt « de
rattrapage » de 2,1 milliards de dollars au cours de l’exercice
précédent.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations
corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
Dividendes versés
599
523
Dividende par action versé (en
dollars)
1,10
0,88
Rachats d’actions (a)
—
—
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
—
—
(a) La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours des six mois se
terminant les 30 juin 2023 et 2024.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des
situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les
objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires
sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les
feuilles de route ou les plans futurs liés au captage, au transport
et au stockage du carbone, aux biocarburants, à l’hydrogène et à
d’autres plans futurs visant à réduire les émissions et l’intensité
des émissions de la compagnie, de ses sociétés affiliées et des
tiers dépendent des facteurs futurs du marché, tels que les progrès
technologiques continus, le soutien politique et l’adoption et
l’autorisation de nouvelles règles, et constituent des énoncés
prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par
l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit,
anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue,
compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres
références semblables à des périodes futures. Les énoncés
prospectifs contenus dans le présent rapport mentionnent notamment
l’engagement de la compagnie à distribuer l’excédent de trésorerie
aux actionnaires et aux programmes de rendement pour les
actionnaires, y compris les achats d’actions dans le cadre du
programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des
activités et l’intention d’accélérer les achats afin de terminer le
programme avant la fin de l’année; les conséquences et le
calendrier de la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, y
compris la production prévue, les réductions de coûts et les
réductions de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre,
ainsi que le calendrier de l’augmentation de la production pour ce
projet; le projet de diesel renouvelable Strathcona de la
compagnie, y compris le calendrier et la capacité de production
prévue; le projet de réaménagement SGSIV Leming de la compagnie, y
compris le calendrier et la production prévue; l’importance
accordée par la compagnie à l’utilisation de la technologie pour
accroître la production de manière rentable tout en réduisant
l’intensité des émissions de gaz à effet de serre; le rendement de
la compagnie au deuxième semestre; les progrès et les conditions en
ce qui concerne le projet de captage et de stockage du carbone de
l’Alliance nouvelles voies; et l’incidence du dépôt de distribution
de mélange et déchargement de diesel renouvelable de Calgary.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles
de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses
émises au moment où les énoncés sont faits. Les résultats
financiers et d’exploitation futurs réels, y compris les attentes
et les hypothèses concernant la demande, l’offre et le bouquet
énergétiques futurs; 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 la phase 1 du projet Grand Rapids à
Cold Lake, le projet de diesel renouvelable de Strathcona et le
projet de réaménagement SGSIV Leming; 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, 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 relatives à
la réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre,
y compris notamment, mais sans s’y limiter, le remplacement par des
solvants du processus à vapeur à forte intensité d’énergie à Cold
Lake, le diesel renouvelable de Strathcona, le captage et le
stockage du carbone notamment en lien avec l’hydrogène requis pour
le projet de diesel renouvelable, les technologies de récupération
et les projets d’efficacité, et tout changement dans la portée, les
modalités et les coûts de ces projets; les résultats des programmes
de recherche et des nouvelles technologies, notamment en ce qui
concerne les émissions de gaz à effet de serre, 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; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût
des charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures
locales et la fourniture de diesel renouvelable à la
Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les
carburants à faibles émissions de carbone; le volume et le rythme
des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à
faibles émissions de carbone; l’appui des responsables des
politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les
nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone;
la réception des approbations réglementaires en temps opportun, en
particulier en ce qui concerne les projets de réduction des
émissions à grande échelle; le rendement des tiers fournisseurs de
services; le taux d’utilisation de la capacité de raffinage; les
lois et les politiques gouvernementales applicables, y compris
relativement aux changements climatiques, aux réductions des
émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faibles
émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression
inflationniste en cours; les dépenses en capital et liées à
l’environnement; la génération de trésorerie, les sources de
financement et la structure du capital, comme les dividendes et les
rendements pour les actionnaires, y compris les échéanciers et les
montants de rachat d’actions; ainsi que les prix des matières
premières, les taux de change et les conditions générales du marché
pourraient varier considérablement selon un certain nombre de
facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou
locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de
produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les
incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les
mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne
les niveaux d’approvisionnement et les prix et la survenance de
guerres; les événements politiques ou réglementaires, y compris les
modifications apportées aux lois ou aux politiques
gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois
fiscales; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux
infrastructures de la compagnie et des fournisseurs de services; la
disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps
utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour
les nouvelles technologies qui aideront la compagnie à atteindre
ses objectifs de réduction des émissions; l’échec, le retard ou
l’incertitude concernant la politique de soutien et le
développement du marché pour l’adoption de technologies
énergétiques émergentes à faibles émissions et d’autres
technologies favorables aux réductions d’émissions; la
réglementation environnementale, dont les règlements concernant les
changements climatiques et les gaz à effet de serre, et les
changements à ces règlements; les difficultés techniques ou
opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des
projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la
disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services;
les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration
et de production pétrolières et gazières; l’efficacité de la
gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre;
les dangers et risques opérationnels; les incidents liés à la
cybersécurité; les taux de change; la conjoncture économique
générale, y compris l’inflation et les récessions ou les
ralentissements économiques et leur durée; ainsi que d’autres
facteurs abordés dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à
la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et
les résultats d’exploitation de L’Impériale Limitée du plus récent
rapport annuel sur le formulaire 10-K.
Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à L’Impériale. Les résultats réels de
L’Impériale pourraient différer considérablement des résultats
implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les
lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne
s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés
prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et les
aspirations de L’Impériale en matière environnementale, sociale et
de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont importants
pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos
documents déposés auprès des organismes de réglementation des
valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et
prospectifs en matière environnementale, sociale et de durabilité
peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont
encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus
internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui sont
susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption
de nouvelles règles. Les projets ou débouchés individuels peuvent
progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment
la disponibilité d’une politique de soutien, la technologie
permettant une réduction rentable, le processus de planification de
la compagnie et l’alignement avec nos partenaires et autres parties
prenantes.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
L’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué
peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Annexe I
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2024
2023
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
13 383
11 819
25 666
23 940
Total des dépenses
11 894
10 935
22 605
21 411
Bénéfice (perte) avant impôts
1 489
884
3 061
2 529
Impôts sur le bénéfice
356
209
733
606
Bénéfice (perte) net
1 133
675
2 328
1 923
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
2,11
1,16
4,34
3,29
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,11
1,15
4,34
3,29
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
1
10
3
18
Total de l’actif au 30 juin
44 135
42 126
Total de la dette au 30 juin
4 119
4 144
Capitaux propres au 30 juin
23 936
23 828
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
322
292
643
549
Par action ordinaire (en dollars)
0,60
0,50
1,20
0,94
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 juin
535,8
584,2
Moyenne – compte tenu d’une dilution
537,0
585,3
537,0
585,3
Annexe II
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
2 020
2 376
2 020
2 376
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 133
675
2 328
1 923
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
456
453
946
943
(Gain) perte à la vente d’actifs
(1)
(13)
(3)
(22)
Charges d’impôts futurs et autres
(75)
(15)
(239)
(71)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
121
(251)
(324)
(2 626)
Autres postes – montant net
(5)
36
(3)
(83)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 629
885
2 705
64
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(461)
(499)
(958)
(928)
Produits de la vente d’actifs
3
9
7
23
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
2
1
14
2
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(456)
(489)
(937)
(903)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(329)
(263)
(612)
(534)
Annexe III
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
799
384
1 357
714
Secteur Aval
294
250
925
1 120
Produits chimiques
65
71
122
124
Comptes non sectoriels et autres
(25)
(30)
(76)
(35)
Bénéfice (perte) net
1 133
675
2 328
1 923
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 552
3 590
8 720
7 290
Secteur Aval
14 634
12 735
28 273
26 217
Produits chimiques
418
437
837
870
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(6 221)
(4 943)
(12 164)
(10 437)
Produits et autres revenus
13 383
11 819
25 666
23 940
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 900
1 432
3 713
2 975
Secteur Aval
12 944
11 133
24 535
22 329
Produits chimiques
256
263
516
537
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(6 244)
(4 972)
(12 202)
(10 507)
Achats de pétrole brut et de produits
8 856
7 856
16 562
15 334
Production et fabrication
Secteur Amont
1 203
1 256
2 391
2 543
Secteur Aval
435
475
856
886
Produits chimiques
48
54
101
112
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
3
—
5
—
Production et fabrication
1 689
1 785
3 353
3 541
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
171
160
333
317
Produits chimiques
23
22
49
48
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
27
24
85
27
Frais de vente et frais généraux
221
206
467
392
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
267
303
557
624
Secteur Aval
149
152
302
226
Produits chimiques
3
5
8
9
Comptes non sectoriels et autres
43
33
91
63
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
462
493
958
922
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
1
1
2
2
Annexe IV
Données d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
2024
2023
2024
2023
Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par
jour)
Kearl
181
154
189
169
Cold Lake
147
132
144
137
Syncrude (a)
66
66
70
71
Classique
5
5
5
5
Total de la production de pétrole brut
399
357
408
382
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes
par jour)
30
35
30
36
Production brute d’équivalent pétrole (b)
404
363
413
388
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut (en milliers de barils par
jour)
Kearl
167
144
175
157
Cold Lake
109
105
109
112
Syncrude (a)
54
61
57
65
Classique
5
5
5
5
Total de la production de pétrole brut
335
315
346
339
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes
par jour)
29
32
30
36
Production nette d’équivalent pétrole (b)
340
320
351
345
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par
jour)
249
211
263
236
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils
par jour)
196
174
193
182
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)
83,02
68,64
74,70
58,94
Pétrole brut synthétique (le baril)
111,56
100,92
102,10
101,73
Pétrole brut classique (le baril)
64,55
64,33
58,59
64,65
Gaz naturel (le millier de pieds cubes)
0,77
2,36
0,49
2,73
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)
387
388
397
403
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
89
90
92
93
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par
jour)
Essence
227
231
221
222
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur
174
176
172
180
Huiles lubrifiantes et autres produits
44
42
43
42
Mazout lourd
25
26
24
21
Ventes nettes de produits pétroliers
470
475
460
465
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)
219
220
434
438
(a)
La production brute et nette de
Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les
installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline
d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et
d’autres produits (en milliers de barils par jour)
2
—
1
1
Production nette de bitume et
d’autres produits (en milliers de barils par jour)
2
—
1
1
(b)
Gaz converti en équivalent
pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille
barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – résultat dilué (a)
en millions de dollars
canadiens
dollars canadiens
2020
Premier trimestre
(188)
(0,25)
Deuxième trimestre
(526)
(0,72)
Troisième trimestre
3
—
Quatrième trimestre
(1 146)
(1,56)
Exercice
(1 857)
(2,53)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
Troisième trimestre
2 031
3,24
Quatrième trimestre
1 727
2,86
Exercice
7 340
11,44
2023
Premier trimestre
1 248
2,13
Deuxième trimestre
675
1,15
Troisième trimestre
1 601
2,76
Quatrième trimestre
1 365
2,47
Exercice
4 889
8,49
2024
Premier trimestre
1 195
2,23
Deuxième trimestre
1 133
2,11
Exercice
2 328
4,34
(a) Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au
cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne
pas correspondre au total de l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures
financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas
prescrites par les principes comptables généralement reconnus
(PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures
financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la
Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du
Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du
Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures
financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières
des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux
PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que
d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis.
Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres
mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées
selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par
conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement
comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne
devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux
PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation,
hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le
fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme
aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant
des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du
passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés
aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des
flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière
la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. La direction croit qu’il est utile pour les
investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le
rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les
périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau
des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de
roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif
d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état
consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe
II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie
au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit
de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie
issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la
rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la
compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 629
885
2 705
64
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
121
(251)
(324)
(2 626)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 508
1 136
3 029
2 690
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
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 629
885
2 705
64
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(461)
(499)
(958)
(928)
Produits de la vente d’actifs
3
9
7
23
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
2
1
14
2
Flux de trésorerie disponible
1 173
396
1 768
(839)
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une
mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice
(perte) net total hors les événements non opérationnels
individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice
total de la compagnie d’au moins 100 millions de dollars au cours
d’un trimestre donné. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un
élément identifié pour un secteur individuel dans un trimestre
donné peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque
l’élément touche plusieurs secteurs ou plusieurs périodes. Le «
Bénéfice (perte) net » figurant dans l’état consolidé des résultats
de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement
comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La
direction utilise ces chiffres pour améliorer la comparabilité des
activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et
retirant les événements non opérationnels importants des résultats
commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux
investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et
résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à
celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments
identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte)
net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier.
Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.
Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés
Il n’y a pas eu d’éléments identifiés au deuxième trimestre ou
en cumul annuel pour 2024 et 2023.
Charges d’exploitation décaissées (charges
décaissées)
Les charges d’exploitation décaissées sont une mesure financière
non conforme aux PCGR qui correspond au total des dépenses,
déduction faite des achats de pétrole brut et de produits, des
taxes d’accise fédérales et des frais de carburant, du financement,
et des coûts de type hors trésorerie dont la dépréciation et
l’épuisement, ainsi que la retraite non liée aux services et les
avantages postérieurs au départ à la retraite. Les composants des
charges d’exploitation décaissées comprennent ce qui suit : «
Production et fabrication », « Frais de vente et frais généraux »,
et « Exploration », dans l’état consolidé des résultats de la
compagnie et comme déclarés à l’Annexe III du présent document. La
somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des
charges d’exploitation décaissées et ne représente pas les
décaissements totaux de la compagnie. Le « Total des dépenses »
figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie
constitue la mesure financière la plus directement comparable que
l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile
pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie
pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des
dépenses.
Rapprochement des charges d’exploitation décaissées
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Total des dépenses
11 894
10 935
22 605
21 411
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
8 856
7 856
16 562
15 334
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
656
598
1 247
1 127
Dépréciation et épuisement
456
453
946
943
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
1
20
2
40
Financement
14
16
26
32
Charges d’exploitation
décaissées
1 911
1 992
3 822
3 935
Composants des charges d’exploitation décaissées
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 689
1 785
3 353
3 541
Frais de vente et frais généraux
221
206
467
392
Exploration
1
1
2
2
Charges d’exploitation
décaissées
1 911
1 992
3 822
3 935
Contributions des segments au total des charges
d’exploitation décaissées
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Secteur Amont
1 204
1 257
2 393
2 545
Secteur Aval
606
635
1 189
1 203
Produits chimiques
71
76
150
160
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
30
24
90
27
Charges d’exploitation
décaissées
1 911
1 992
3 822
3 935
Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges
décaissées unitaires)
Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un
ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées
unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculées en divisant
les charges d’exploitation décaissées par la production brute
totale d’équivalent pétrole et sont calculées pour le segment
Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les
charges d’exploitation décaissées, une mesure financière non
conforme aux PCGR, sont indiquées et rapprochées ci-dessus. Cette
mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts
de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la
compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur
Amont. Les charges d’exploitation décaissées unitaires, comme
utilisées par la direction, ne correspondent pas directement à la
définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par
la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et
indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des charges d’exploitation décaissées
unitaires
Deuxième trimestre
2024
2023
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 203
499
262
400
1 256
526
282
412
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
1
—
—
—
1
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
1 204
499
262
400
1 257
526
282
412
Production brute d’équivalent pétrole
404
181
147
66
363
154
132
66
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées
unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
32,75
30,30
19,59
66,60
38,05
37,53
23,48
68,60
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
23,91
22,12
14,30
48,62
28,16
27,77
17,38
50,76
2024 0,73 dollar américain; 2023 0,74
dollar américain
Composants des charges d’exploitation décaissées
unitaires
Six mois
2024
2023
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
2 391
997
571
742
2 543
1 084
584
811
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
2
—
—
—
2
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
2 393
997
571
742
2 545
1 084
584
811
Production brute d’équivalent pétrole
413
189
144
70
388
169
137
71
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées
unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
31,84
28,98
21,79
58,24
36,24
35,44
23,55
63,11
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
23,56
21,45
16,12
43,10
26,82
26,23
17,43
46,70
2024 0,74 dollar américain; 2023 0,74
dollar américain
(a) Le secteur Amont comprend la part de L’Impériale de Kearl, Cold
Lake, Syncrude et autres.
_____________________________________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
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. En tant que premier raffineur de
pétrole au Canada, producteur de pétrole brut et de produits
pétrochimiques de premier plan et principal distributeur de
carburants à l’échelle nationale, notre entreprise s’engage à
maintenir des normes élevées dans tous ses domaines d’activité.
Source : Imperial
Consultez la
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