Imperial Oil Limited (TSX, NYSEAM:IMO):
- Le bénéfice net du trimestre s’est élevé à 3 millions de
dollars, soit une forte hausse par rapport au deuxième
trimestre
- Les objectifs de réduction de capital et de dépenses
précédemment annoncés ont été dépassés.
- Les dépenses annuelles de production et de fabrication ont
diminué de 813 millions de dollars par rapport à la même période en
2019
- Les dépenses annuelles en immobilisations en 2020 devraient
s’établir à environ 900 millions de dollars
- Les flux de trésorerie générés par les activités
opérationnelles se sont élevés à 875 millions de dollars
- Le montant de trésorerie s’établissait à 817 millions de
dollars à la fin du trimestre, en hausse de 584 millions de dollars
par rapport au deuxième trimestre
- Le dividende trimestriel a été maintenu à 0,22 dollar par
action
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2020
2019
∆
2020
2019
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
3
424
-421
(711)
1 929
-2 640
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
-
0,56
-0,56
(0,97)
2,51
-3,48
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
141
442
-301
679
1 400
-721
L’Impériale a enregistré un bénéfice estimé à 3 millions de
dollars au troisième trimestre de 2020, une hausse de 529 millions
de dollars par rapport au trimestre précédent. Les résultats du
deuxième trimestre de 2020 tenaient compte de l’incidence favorable
de 281 millions de dollars liée à la reprise de la charge hors
trésorerie de réévaluation des stocks. Au cours du trimestre,
malgré des importantes activités d’entretien et deux semaines
d’interruption de service d’un pipeline de tiers fournissant des
diluants à Kearl; l’amélioration des conditions du marché et
l’attention portée à la réduction des coûts et à l’amélioration de
l’efficacité des opérations ont permis à la compagnie de réaliser
un bénéfice dans un contexte difficile.
« Les résultats du troisième trimestre continue à démontrer les
effets positifs d’une gestion rigoureuse vis-à-vis des dépenses
courantes et en capital, ainsi que la résilience de l’Imperial », a
déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration,
président et chef de la direction. « La compagnie a généré des flux
de trésorerie d’exploitation de 875 millions de dollars au
troisième trimestre, renforçant davantage le bilan de l’Impériale
et permettant de couvrir les dépenses en immobilisations et le
versement de dividendes trimestriels. »
Les dépenses de production et de fabrication ont totalisé 1 246
millions de dollars au troisième trimestre, soit une réduction de
355 millions de dollars par rapport au troisième trimestre de 2019.
Les dépenses annuelles de production et de fabrication de 4 098
millions de dollars ont diminué de 813 millions de dollars par
rapport à l’année précédente, l’Impériale a ainsi pu dépasser
l’objectif de réduction des dépenses annuelles de 500 millions de
dollars. Les dépenses en immobilisations de 679 millions de dollars
pour les neuf premiers mois de l’exercice ont diminué de plus de 50
% par rapport par rapport à la même période en 2019 et sont
nettement inférieures aux lignes directrices annoncées en mars. «
Grâce à ces réductions de dépenses et de capital dans pratiquement
tous les aspects des activités de l’Impériale, nous démontrons
notre capacité à s’adapter rapidement aux conditions du marché et à
tirer parti des améliorations structurelles des coûts sans
compromettre les objectifs de valeur et de production à long terme
», a affirmé M. Corson.
La production du secteur amont pour le troisième trimestre s’est
établie en moyenne à 365 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, contre 347 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2020.
Au cours du trimestre, la compagnie a devancé et prolongé une
révision planifiée à Kearl et a mis hors service pendant deux
semaines un pipeline tiers fournissant des diluants au site.
Pendant l’interruption de service du pipeline, les activités
d’entretien du site ont été devancées afin de réduire les
conséquences de l’entretien planifié pour le reste de l’année.
Malgré les impacts de l’interruption, la production brute totale de
Kearl s’est élevée à 189 000 barils par jour au troisième
trimestre, soit environ 41 000 barils bruts par jour, pratiquement
inchangée par rapport au deuxième trimestre de 2020. La production
du site a été rapidement rétablie et a enregistré un nouveau record
de production en 15 jours, atteignant des taux moyens de production
brute d’environ 310 000 barils par jour pour le reste du trimestre.
Grâce à ce bon rendement, l’Impériale maintient ses prévisions de
production brute annuelle de 220 000 barils par jour pour 2020.
Dans le secteur aval, le débit moyen était de 341 000 barils par
jour et le taux d’utilisation de 81 % au troisième trimestre,
contre 278 000 barils par jour et 66 % au deuxième trimestre 2020.
Les ventes de produits pétroliers pour le troisième trimestre se
sont élevées à 449 000 barils par jour, en hausse par rapport aux
357 000 barils par jour du deuxième trimestre 2020, suite à la
hausse de la demande des produits pétroliers.
« L’achèvement des principales activités de révision,
l’excellent rendement des actifs récemment obtenu et la réduction
significative des dépenses ont permis à l’Impériale de prendre un
élan considérable à l’approche de la fin de l’année. Nous sommes en
bonne position pour obtenir un bon rendement au quatrième trimestre
», a déclaré M. Corson.
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 3 millions de dollars ou 0,00
dollar par action, sur une base diluée, contre 424 millions de
dollars ou 0,56 dollar par action au troisième trimestre 2019, en
raison de la baisse des prix réalisés dans le secteur aval et de la
baisse des marges, partiellement compensée par la diminution des
dépenses de production et de fabrication.
- Les flux de trésorerie générés par les activités
d’exploitation se sont établis à 875 millions de dollars,
comparativement à 1 376 millions de dollars pour la période
correspondante de 2019.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 141 millions de dollars, comparativement à 442
millions de dollars au troisième trimestre de 2019, en raison des
efforts continus de la compagnie pour réduire le capital. Les
dépenses en immobilisation en 2020 devraient maintenant s’établir à
environ 900 millions de dollars, soit moins que les lignes
directrices précédemment établies par la compagnie qui se situaient
entre 1,1 et 1,2 milliard de dollars.
- Les dividendes payés ont totalisé 162 millions de dollars ou
0,22 dollar par action, contre 169 millions de dollars ou 0,22
dollar par action au troisième trimestre de 2019.
- La production s’est établie en moyenne à 365 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, contre 407 000 barils par
jour à la même période en 2019. La production a surtout subi les
contrecoups de l’interruption de service d’un pipeline de tiers et
de la révision planifiée à Kearl. La production était en hausse par
rapport aux 347 000 barils d’équivalent pétrole bruts par jour du
deuxième trimestre 2020.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 189 000 barils par jour (la part de
l’Impériale se chiffrant à 134 000 barils) contre 224 000 barils
par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 159 000 barils) au
cours du troisième trimestre de 2019, en raison de l’avancement et
de la prolongation d’une révision planifiée sur le site et de
l’interruption de service d’un pipeline tiers. La production est
demeurée relativement stable par rapport à la production brute de
bitume de 190 000 barils par jour (la part de l’Impériale se
chiffrant à 135 000) au cours du deuxième trimestre de 2020.
- La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake a
été de 131 000 barils par jour, contre 142 000 barils par jour
pour la même période en 2019, principalement en raison de la
gestion continuelle de la vapeur. La production était en hausse par
rapport aux 123 000 barils par jour du deuxième trimestre de 2020,
principalement en raison de la réduction des activités d’entretien
planifiées.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est élevée à 67 000 barils par jour, correspondant
essentiellement à 69 000 barils par jour pour la même période en
2019. La production était en hausse par rapport aux 50 000 barils
par jour du deuxième trimestre de 2020, principalement en raison de
l’augmentation de la demande, partiellement compensée par le
calendrier de révision qui a été revu.
- Le débit moyen des raffineries était de 341 000 barils par
jour, contre 363 000 barils par jour au troisième trimestre de
2019. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 81 %,
comparativement à 86 % au troisième trimestre de 2019. La baisse du
débit est attribuable à la faiblesse de la demande du marché,
partiellement compensée par la réduction d’entretien planifié. Le
débit a considérablement augmenté par rapport aux 278 000 barils
par jour du deuxième trimestre de 2020, en raison d’une plus forte
demande de produits.
- La cogénération de la raffinerie de Strathcona est devenue
opérationnelle le 1er octobre, après la fin du trimestre. La
nouvelle unité fournit environ 41 mégawatts de puissance, soit
environ 75 à 80 % des besoins de la raffinerie. Elle devrait
accroître l’efficacité énergétique de l’installation et contribuer
à réduire les émissions de gaz à effet de serre de la province
d’environ 112 000 tonnes par an, ce qui équivaut à retirer près de
24 000 véhicules de la circulation.
- Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 449 000
barils par jour, comparativement à 488 000 barils par jour lors
du troisième trimestre de 2019, en raison de la baisse de la
demande en raison de la pandémie de COVID-19. Les ventes de
produits pétroliers ont augmentés par rapport aux 357 000 barils
par jour du deuxième trimestre 2020 en raison de la hausse de la
demande.
- Les bénéfices du secteur Produits chimiques étaient de 27
millions de dollars au cours du trimestre, contre 38 millions
de dollars au troisième trimestre 2019, en raison de la baisse des
marges.
- L’Impériale célèbre 140 ans consacrés à la promotion de
la technologie et de l’innovation visant à mettre en valeur et à
fournir les ressources énergétiques du Canada de façon responsable.
Le 8 septembre 1880, seize raffineurs de pétrole de l’Ontario
créent la Compagnie Pétrolière Impériale. Dans les années qui ont
suivi, la compagnie a ouvert la première station-service du Canada,
le premier centre de recherche pétrolière de l’industrie, et était
responsable de la création des « trois étoiles » de la LNH.
Aujourd’hui, l’Impériale est l’une des plus grandes sociétés
pétrolières intégrées du Canada, exerçant d’importantes activités
de production, de raffinage et de commercialisation. Elle est
notamment un chef de file du marché de la vente au détail et compte
plus de 2 000 stations Esso et Mobil dans tout le pays.
Comparaison des troisièmes trimestres de 2020 et de
2019
La compagnie a enregistré un bénéfice net de 3 millions de
dollars, soit 0,00 dollar par action sur une base diluée, au
troisième trimestre 2020, par rapport à un bénéfice net de 424
millions de dollars, soit 0,56 dollar par action, pour la même
période en 2019.
Le secteur amont a enregistré une perte nette de 74 millions de
dollars au troisième trimestre de 2020, au lieu d’un bénéfice net
de 209 millions de dollars pour la même période en 2019. Les
résultats ont été affectés négativement par une baisse des prix
obtenus d’environ 490 millions de dollars et par les volumes
d’environ 110 millions de dollars moins élevés. Ces éléments ont
été partiellement compensés par la baisse des redevances d’environ
150 millions de dollars et des charges d’exploitation moins élevées
d’environ 130 millions de dollars.
Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à
40,93 dollars américains le baril au troisième trimestre de 2020,
contre 56,44 dollars américains le baril au trimestre correspondant
de 2019. Western Canada Select (WCS) s’est établi en moyenne à
31,81 dollars américains le baril et à 44,21 dollars américains le
baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS
s’est établi en moyenne à environ 9 dollars américains par baril au
troisième trimestre de 2020, comparativement à environ 12 dollars
américains pour la même période en 2019.
Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar
américain au troisième trimestre de 2020, en baisse de 0,01 dollar
américain par rapport au troisième trimestre de 2019.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a diminué au cours du trimestre, principalement en raison
de la diminution du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est
établi à 35,95 dollars le baril au troisième trimestre de 2020,
comparativement à 51,12 dollars le baril touchés au troisième
trimestre de 2019. Le prix moyen que la compagnie a touché en
dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué de
façon générale conformément au WTI, rajusté pour tenir compte des
variations des taux de change et des frais de transport. Le prix
touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi en moyenne à
50,79 dollars le baril au troisième trimestre de 2020, contre 77,27
dollars le baril à la période correspondante de 2019.
La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en
moyenne à 189 000 barils par jour au troisième trimestre (la part
de l’Impériale se chiffrant à 134 000 barils), contre 224 000
barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 159 000
barils) au troisième trimestre de 2019. La baisse de la production
s’explique par l’avancement et la prolongation d’une révision
planifiée sur le site ainsi que par l’interruption de service d’un
pipeline tiers.
La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie
à 131 000 barils par jour au troisième trimestre, comparativement à
142 000 barils par jour pour la même période de 2019. La baisse de
production est principalement attribuable au calendrier de
production associé à la gestion de la vapeur.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie à 67 000 barils par jour, contre 69 000
barils par jour au troisième trimestre de 2019.
Le secteur aval a enregistré un bénéfice net de 77 millions de
dollars au troisième trimestre de 2020, au lieu d’un bénéfice net
de 221 millions de dollars pour la même période en 2019. Les
résultats ont été affectés négativement par une baisse des marges
d’environ 230 millions de dollars et par les volumes de ventes
d’environ 70 millions de dollars moins élevés. Ces éléments ont été
compensés par une baisse des dépenses d’exploitation d’environ 70
millions de dollars et une amélioration en fiabilité d’environ 50
millions de dollars, principalement liée à l’absence de l’incident
à la tour de fractionnement de Sarnia survenu en avril 2019.
Le débit moyen des raffineries était de 341 000 barils par jour,
contre 363 000 barils par jour au troisième trimestre de 2019. Le
taux d’utilisation de la capacité a été de 81 %, comparativement à
86 % au troisième trimestre de 2019. La baisse du débit est
attribuable à la faiblesse de la demande du marché, partiellement
compensée par la réduction d’entretien planifié.
Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 449 000
barils par jour, contre 488 000 barils par jour lors du troisième
trimestre de 2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est
principalement attribuable à la réduction de la demande en raison
de la pandémie de COVID-19.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques étaient de 27
millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 38
millions de dollars au trimestre correspondant de 2019.
Les charges du siège social et autres charges se sont élevées à
27 millions de dollars au troisième trimestre, comparativement à 44
millions de dollars pour la période correspondante de 2019.
Les flux de trésorerie affectés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 875 millions de dollars au troisième trimestre, par
rapport aux flux de trésorerie de 1 376 millions de dollars générés
par les activités d’exploitation pour la période correspondante de
2019, reflétant principalement la baisse des prix obtenus dans le
secteur amont et la baisse des marges dans le secteur aval.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 125 millions de dollars au troisième trimestre,
comparativement à 413 millions de dollars pour la même période en
2019, reflétant principalement une réduction des acquisitions
d’immobilisations corporelles
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se
sont établis à 166 millions de dollars au troisième trimestre,
comparativement à 519 millions de dollars au troisième trimestre de
2019. Les dividendes versés au troisième trimestre de 2020 se sont
élevés à 162 millions de dollars. Le dividende par action versé au
troisième trimestre a été de 0,22 dollar, correspondant à 0,22
dollar pour la même période de 2019. La compagnie n’a pas acheté
d’actions au cours du troisième trimestre. Au troisième trimestre
de 2019, la compagnie a racheté environ 9,8 millions d’actions pour
343 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la
société Exxon Mobil Corporation.
Le solde de trésorerie de l’entreprise s’établissait à 817
millions de dollars au 30 septembre 2020, comparativement à 1 531
millions de dollars à la fin du troisième trimestre de 2019.
Faits saillants des neuf premiers mois
- La perte nette s’est élevée à 711 millions de dollars,
comparativement à bénéfice net de 1 929 millions de dollars en
2019.
- La perte nette par action sur une base diluée a été de 0,97
dollar, comparativement à bénéfice net par action ordinaire de 2,51
dollars en 2019.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 482 millions de dollars, contre 3 405 millions de
dollars en 2019.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 679 millions de dollars, comparativement à 1 400 millions
de dollars en 2019.
- La moyenne de la production de pétrole brut équivalent a été de
377 000 barils par jour, comparativement à 398 000 barils par jour
en 2019.
- Le débit moyen des raffineries était de 334 000 barils par
jour, par rapport à 363 000 barils par jour en 2019.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 423 000 barils par
jour, contre 481 000 barils par jour en 2019.
- Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a
totalisé 0,66 dollar, en hausse par rapport à 0,63 dollar par
action en 2019.
- L’Impériale a versé 762 millions de dollars aux actionnaires
sous la forme de dividendes et d’achats d’actions.
Comparaison des neuf premiers mois de 2020 et de 2019
La perte nette des neuf premiers mois de 2020 s’est établie à
711 millions de dollars ou 0,97 dollar par action sur une base
diluée, comparativement à un bénéfice net de 1 929 millions de
dollars ou 2,51 dollars par action pour les neuf premiers mois de
2019. Les résultats de l’exercice en cours tiennent compte de
l’incidence favorable d’environ 90 millions de dollars après
impôts, associée à la Subvention salariale d’urgence du Canada
(SSUC), qui comprend la part proportionnelle de l’Impériale dans
une coentreprise. Les résultats annuels de 2019 tiennent compte de
l’incidence favorable de 662 millions de dollars liée à la
réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta.
Le secteur amont a enregistré une perte nette de 1 126 millions
de dollars au cours des neuf premiers mois de l’exercice,
comparativement à un bénéfice net de 1 252 millions de dollars à la
même période de 2019. Les résultats ont subi l’incidence négative
d’une baisse des prix d’environ 2 330 millions de dollars, de
l’absence d’un effet favorable de 689 millions de dollars associé à
la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta en 2019
et d’une baisse des volumes d’environ 300 millions de dollars. Ces
éléments ont été partiellement compensés par la baisse des
redevances d’environ 460 millions de dollars, des charges
d’exploitation moins élevées d’environ 320 millions de dollars, les
effets de change favorables d’environ 120 millions de dollars et
environ 60 millions de dollars liés à la SSUC reçue par la
compagnie qui comprend la part proportionnelle de l’Impériale dans
une coentreprise.
Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate s’est établi à
38,10 dollars américains pour les neuf premiers mois de 2020,
contre 57,10 dollars américains pour la période correspondante de
2019. Le prix moyen du Western Canada Select s’est établi en
moyenne à 24,72 dollars américains le baril et 45,32 dollars
américains le baril pour les mêmes périodes. L’écart entre le WTI
et le WCS s’est creusé pour s’établir à environ 13 dollars
américains le baril en moyenne pour les neuf premiers mois de 2020,
contre environ 12 dollars américains le baril à la même période en
2019.
Le dollar canadien valait en moyenne 0,74 dollar américain au
cours des neuf premiers mois de 2020, en baisse de 0,01 dollar
américain par rapport à la même période en 2019.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a diminué au cours des neuf premiers mois de 2020,
principalement en raison de la diminution du WCS. Le prix touché
pour le bitume s’est établi en moyenne à 22,24 dollars le baril,
contre 52,44 dollars le baril à la même période en 2019. Le prix
moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le
pétrole brut synthétique a diminué dans l’ensemble conformément au
WTI au cours des neuf premiers mois de 2020, rajusté pour tenir
compte des variations des taux de change et des frais de transport.
Le prix touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi en
moyenne à 49,06 dollars le baril, contre 74,59 dollars le baril à
la période correspondante de 2019.
La production moyenne brute totale de bitume à Kearl s’est
élevée à 202 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de
2020 (la part de l’Impériale se chiffrant à 143 000 barils), contre
204 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 145
000 barils) pour la même période en 2019. La baisse de la
production est principalement attribuable à l’ajout d’installations
de concassage supplémentaires en 2020 partiellement compensé par le
fait que la production à court terme a été équilibrée par rapport à
la demande grâce à l’avancement et à la prolongation des activités
de révision planifiées et à l’interruption de service d’un pipeline
tiers, partiellement compensée par l’ajout d’installations de
concassage supplémentaires en 2020.
La production brute moyenne de bitume à Cold Lake s’est établie
à 131 000 barils par jour au cours des neuf premiers mois de 2020,
contre 141 000 barils par jour à la période correspondante de 2019.
La baisse de production est principalement attribuable au
calendrier de production associé à la gestion de la vapeur.
Au cours des neuf premiers mois de 2020, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en
moyenne à 63 000 barils par jour, comparativement à 76 000 barils
par jour pour la période correspondante de 2019. La baisse de la
production est principalement attribuable au fait que la production
à court terme a été équilibrée par rapport à la demande.
Le bénéfice net du secteur aval s’est établi à 447 millions de
dollars, contre 736 millions de dollars pour la même période en
2019. Les résultats ont été affectés négativement par une baisse
des marges d’environ 460 millions de dollars et par les volumes de
ventes d’environ 220 millions de dollars moins élevés. Ces éléments
ont été partiellement compensés par une amélioration en fiabilité
de 200 millions de dollars, principalement en raison de l’absence
d’incident à la tour de fractionnement de Sarnia survenu en avril
2019, par une baisse des dépenses d’exploitation de 140 millions de
dollars et par une diminution des coûts de révision de 70 millions
de dollars principalement liée à la réduction des activités de
révision au cours de l’exercice.
Le débit moyen des raffineries était de 334 000 barils par jour
au cours des neuf premiers mois de 2020, contre 363 000 barils au
cours de la même période en 2019. Le taux d’utilisation de la
capacité a été de 79 %, comparativement à 86 % pour la même période
en 2019. La baisse du débit est principalement attribuable à la
réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19,
partiellement compensée par l’absence de répercussions liées à
l’incident survenu dans la tour de fractionnement de Sarnia en
avril 2019.
Les ventes de produits pétroliers s’élevaient à 423 000 barils
par jour au cours des neuf premiers mois de 2020, contre 481 000
barils par jour pour la période correspondante en 2019. La baisse
des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à
la réduction de la demande en raison de la pandémie de
COVID-19.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à
55 millions de dollars pour les neuf premiers mois de 2020,
comparativement à 110 millions de dollars pour la période
correspondante de 2019. Les résultats ont été affectés par une
baisse des marges d’environ 60 millions de dollars.
Les comptes non sectoriels ont affiché un solde de 87 millions
de dollars pour les neuf premiers mois de 2020, comparativement à
un solde de 169 millions de dollars pour la période correspondante
de 2019, attribuable en grande partie aux variations des coûts liés
à la rémunération à base d’actions.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 482 millions de dollars au cours des neuf premiers
mois de 2020, par rapport aux 3 405 millions de dollars constatés à
la période correspondante de 2019, ce qui reflète principalement la
baisse des prix obtenus dans le secteur amont et les effets
défavorables sur le fonds de roulement.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 605 millions de dollars au cours des neuf
premiers mois de 2020, comparativement à 1 305 millions de dollars
pour la même période en 2019, reflétant principalement une
réduction des acquisitions d’immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se
sont établis à 778 millions de dollars au cours des neuf premiers
mois de 2020, contre 1 557 millions de dollars à la période
correspondante de 2019. Les dividendes versés au cours des neuf
premiers mois de 2020 se sont élevés à 488 millions de dollars. Le
dividende par action versé dans les neuf premiers mois de 2020 a
été de 0,66 dollar, en hausse par rapport à 0,60 dollar pour la
période correspondante de 2019. Au cours des neuf premiers mois de
2020, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat
d’actions, a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 274
millions de dollars. Au cours des neuf premiers mois de 2019, la
compagnie a acheté environ 29,6 millions d’actions pour 1 072
millions de dollars.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Conjoncture économique
Au début de l’année 2020, deux effets perturbateurs importants
se sont fait ressentir sur l’équilibre entre l’offre et la demande
de pétrole et de produits pétrochimiques. En ce qui concerne la
demande, la pandémie de COVID-19 s’est rapidement propagée au
Canada et dans le monde, ce qui a fortement ralenti les activités
commerciales et de consommation, et a considérablement réduit la
demande locale et mondiale de pétrole brut, de gaz naturel et de
produits pétroliers. Cette baisse de la demande a coïncidé avec
l’annonce d’une hausse de la production dans certains des
principaux pays producteurs de pétrole, ce qui a fait augmenter le
niveau des stocks et chuter les prix du pétrole brut, du gaz
naturel et des produits pétroliers. Au cours du deuxième et du
troisième trimestre, les effets de la COVID-19 ont continué d’avoir
une incidence défavorable sur les grandes économies mondiales et
sur la demande des produits de la compagnie, et les conditions du
marché sont demeurées très incertaines. Au Canada, les activités
commerciales et de consommation se sont quelque peu redressées,
mais par rapport aux périodes précédentes, elles sont demeurées
moins importantes en raison de la pandémie. Malgré les mesures
prises par les principaux pays producteurs de pétrole pour réduire
l’offre excédentaire à court terme et l’amélioration des conditions
du marché du crédit, qui a permis de fournir suffisamment de
liquidités aux entreprises solvables, il est de plus en plus
probable que les effets économiques défavorables persisteront, dans
une certaine mesure, jusqu’en 2021.
À la fin de mars, la compagnie a annoncé qu’elle allait réduire
considérablement ses dépenses en immobilisations et ses dépenses
d’exploitation pour 2020. Les dépenses en immobilisations et frais
d’exploration en 2020 devraient maintenant s’établir à environ 900
millions de dollars, soit moins que les lignes directrices
précédemment établies par la compagnie qui se situaient entre 1,1
et 1,2 milliard de dollars. De plus, les dépenses annuelles de
production et de fabrication ont diminué de 813 millions de dollars
par rapport à l’année précédente, la compagnie a ainsi pu dépasser
l’objectif de réduction des dépenses annuelles de 500 millions de
dollars.
Les effets de la COVID-19 et du contexte commercial actuel sur
l’évolution de l’offre et de la demande ont eu une conséquence
négative sur les résultats financiers et opérationnels de
l’Impériale au cours des neuf premiers mois de 2020. Les conditions
du secteur observées jusqu’à présent en 2020 ont entraîné une
baisse des prix obtenus pour les produits de la compagnie et se
sont traduites par une diminution marquée du bénéfice et des flux
de trésorerie d’exploitation tout au long de l’année 2020 par
rapport à 2019. En réaction à ces conditions, la compagnie a
exploité certains actifs à taux réduits au cours du deuxième et
troisième trimestre de 2020. La compagnie a devancé et prolongé les
activités de révision et d’entretien planifiées au cours du
deuxième et du troisième trimestre afin de réduire les effectifs
sur place et d’établir un meilleur équilibre entre la production et
la demande. Les activités de révision à Kearl et Syncrude ont été
achevées au cours du troisième trimestre. Les taux d’utilisation de
la capacité de raffinage et les ventes de produits pétroliers ont
été réduits tout au long du deuxième trimestre de 2020, mais se
sont améliorés au troisième trimestre étant donné que la demande de
produits s’est accrue. Malgré les signes de reprise économique, la
durée et la gravité de la baisse de la demande découlant de la
COVID-19 et le contexte commercial actuel suscitent une grande
incertitude, et l’évolution future de l’offre et de la demande est
intrinsèquement difficile à prévoir.
La compagnie s’est penchée sur la réduction de ses dépenses à
court terme, sur les répercussions de la production à court terme
et sur les niveaux de prix attendus à court terme afin de
déterminer si ces mesures présentent un risque de dépréciation pour
ses actifs à long terme. Malgré le contexte difficile à court
terme, le point de vue de la compagnie sur les principes
fondamentaux de l’offre et de la demande à long terme n’a pas
beaucoup changé. Cependant, la compagnie continue d’évaluer ses
plans stratégiques et ses perspectives de prix à long terme, en
tenant compte des conditions économiques et du secteur, actuelles
et futures, ainsi que de l’incertitude persistante du marché, dans
le cadre de son processus de planification annuel, qui doit être
examiné par le conseil d’administration au cours du quatrième
trimestre. Selon les conclusions de ce processus, notamment des
changements futurs importants dans les plans stratégiques de la
compagnie ou les perspectives de prix à long terme, une partie de
ses actifs à long terme pourrait présenter un risque de
dépréciation.
Comme divulgué dans le formulaire 10-K 2019 de l’Impériale, les
faibles cours du pétrole brut et du gaz naturel peuvent avoir un
impact sur les estimations des réserves prouvées de la compagnie
tel qu’il est mentionné en vertu des règles de la Commission des
valeurs mobilières des États-Unis (SEC). Le prix moyen que
l’Impériale a touché depuis le début de l’exercice pour le pétrole
brut a eu une forte incidence sur la baisse des prix depuis la fin
du premier trimestre. Tout comme les révisions à la baisse des
réserves prouvées de bitume à la fin de 2016 qui ont découlé de la
faiblesse des prix, si les prix moyens se maintiennent aux niveaux
actuel, en vertu de la définition des réserves prouvées de la SEC,
certains volumes considérés comme des réserves prouvées à la fin de
2019, principalement les réserves prouvées de bitume de Kearl
(totalisant environ 60 % des 3,5 milliards de barils d’équivalent
pétrole des réserves prouvées nettes de la compagnie), ne seront
pas considérés comme des réserves prouvées à la fin de l’exercice
2020. Les estimations des réserves prouvées peuvent dépendre d’un
certain nombre de facteurs, dont l’achèvement et l’optimisation des
projets de mise en valeur, le rendement des gisements, les
approbations réglementaires, la politique gouvernementale, les
préférences des consommations, les variations du montant et du
moment liés aux dépenses d’investissement, le cadre des redevances
et les changements importants des niveaux de prix du pétrole et du
gaz à long terme. La compagnie ne s’attend pas à ce que la révision
à la baisse des réserves prouvées déclarées en vertu des
définitions de la SEC affecte les opérations de projets
sous-entendu ou modifie ses perspectives pour les volumes de
production.
Au cours du deuxième trimestre de 2020, les gouvernements
fédéral et provinciaux canadiens ont lancé des plans et des
programmes pour appuyer les entreprises et les activités
économiques face aux effets perturbateurs de la pandémie de
COVID-19. Le gouvernement du Canada a instauré la Subvention
salariale d’urgence du Canada (SSUC) dans le cadre de son plan
d’intervention économique pour répondre à la COVID-19, et a
récemment annoncé son intention de prolonger la SSUC jusqu’en juin
2021. La compagnie a reçu des subventions salariales dans le cadre
de ce programme et, si elle y est admissible, elle entend continuer
d’en faire la demande. De plus, le gouvernement de l’Alberta a
annoncé son plan de relance, qui tient compte d’une proposition
visant à accélérer la réduction du taux d’imposition des sociétés
de l’Alberta, initialement prévue par la loi en 2019. Si elle est
adoptée, le taux d’imposition des sociétés de l’Alberta sera réduit
à 8 % à compter du 1er juillet 2020, alors qu’il était auparavant
réduit à 8 % à compter du 1er janvier 2022. La proposition de
changement du taux d’imposition des sociétés ne devrait pas avoir
d’incidence importante sur les états financiers de la
compagnie.
La compagnie a pris des mesures, conformément aux directives et
restrictions fédérales et provinciales, pour limiter la propagation
de COVID-19 parmi les employés, les entrepreneurs et l’ensemble de
la collectivité, ainsi que pour poursuivre ses activités
d’exploitation afin de garantir à ses clients un approvisionnement
fiable de produits puisqu’elle est un fournisseur de services
essentiels. La compagnie dispose d’excellents plans de continuité
des activités, qui ont été déployés dans le but de minimiser les
effets de la COVID-19 sur la productivité du personnel.
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 qui figurent dans le présent
rapport font notamment référence aux dépenses en immobilisations
prévues pour l’année 2020 d’environ 900 millions de dollars; aux
contrôles permanents des dépenses et des capitaux et à la
résilience de la compagnie; aux réductions de dépenses et de
capitaux démontrant la capacité à s’adapter aux conditions du
marché sans compromettre les objectifs de valeur et de production à
long terme; aux répercussions que les activités d’entretien
adaptées pendant l’interruption de service à Kearl ont sur la
réduction des activités d’entretien planifiées pour le reste de
l’année; à la production attendue à Kearl pour l’ensemble de
l’année 2020; au fait d’être en bonne position pour obtenir un bon
rendement au quatrième trimestre; aux répercussions de l’unité de
cogénération de Strathcona sur la production d’énergie,
l’efficacité énergétique et la réduction des émissions de gaz à
effet de serre; à l’incertitude du marché et l’ampleur des effets
actuels de la pandémie COVID-19 sur l’activité économique; aux
objectifs de réduction des dépenses annoncés précédemment; à la
vision de l’entreprise sur les principes fondamentaux de l’offre et
de la demande à long terme; aux répercussions liées aux réductions
futures des perspectives de prix à long terme, y compris la
dépréciation des actifs à long terme; aux répercussions d’une
baisse prolongée des prix du pétrole et du gaz naturel sur les
réserves prouvées en vertu des règles de la SEC, y compris
l’éventuelle révision à la baisse des réserves prouvées de bitume;
à l’intention de continuer de faire la demande de la Subvention
salariale d’urgence du Canada; à l’effet cumulatif de
l’accélération de la réduction du taux d’imposition des sociétés
par le gouvernement de l’Alberta; et aux incidences des mesures
prises face à la COVID-19.
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 combinaison
de sources énergétiques; le prix des marchandises, les taux de
change et conditions générales du marché; les taux, la croissance
et la composition de la production; les plans, le calendrier, les
coûts, les évaluations techniques et les capacités des projets,
ainsi que la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ces
plans et à exploiter ses actifs; l’évolution de COVID-19 et ses
répercussions sur la capacité de l’Impériale à exploiter ses
actifs, notamment la fermeture éventuelle des installations en
raison des éclosions de COVID-19; la capacité de la compagnie à
exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et à
mener ses activités d’intervention en cas de pandémie; la capacité
de la compagnie à réaliser des économies et à adapter les travaux
d’entretien; le rendement des fournisseurs de services tiers, y
compris la fourniture de diluants par pipeline à Kearl; l’adoption
et les incidences de nouvelles installations ou technologies,
notamment sur la réduction de l’intensité des émissions de gaz à
effet de serre; l’utilisation de la capacité de raffinage et les
ventes de produits; les lois et les politiques gouvernementales
applicables, notamment la réduction et les restrictions de la
production en réponse à la COVID-19; les sources de financement et
la structure du capital, notamment la capacité d’émettre des titres
d’emprunt à long terme; ainsi qu’aux dépenses reliées aux
immobilisations et à l’environnement 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 brut, de gaz naturel
et de produits pétroliers et pétrochimiques ainsi que les
répercussions sur les prix, les écarts et les marges qui en
résultent, y compris les mesures prises par les gouvernements
étrangers en ce qui concerne les niveaux et les prix de l’offre et
les effets de la COVID-19 sur la demande; la conjoncture économique
générale; la disponibilité et l’allocation du capital; les taux de
change; les transports pour accéder aux marchés; les événements
politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées
aux lois ou aux politiques gouvernementales telles que les lois
fiscales, la réduction de la production et les mesures prises en
réponse à la COVID-19; la disponibilité et le rendement des tiers
fournisseurs de services, compte tenu notamment des restrictions
liées à la COVID-19; l’efficacité de la gestion et la préparation
aux catastrophes, y compris les plans de continuité des activités
en réponse à la COVID-19; les risques environnementaux inhérents
aux activités d’exploration pétrolière et gazière et à la
production et aux activités connexes; la réglementation
environnementale, comprenant les changements climatiques et les
règlements concernant 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; l’obtention, en
temps utile, des approbations réglementaires et de tiers; les
résultats des programmes de recherche et des nouvelles
technologies, et la capacité de commercialiser les nouvelles
technologies à un prix concurrentiel; les risques et dangers
opérationnels; les incidents de cybersécurité, y compris le recours
accru aux modalités de travail à distance et au déploiement des
plans de continuité des activités en raison de la COVID-19; et les
autres facteurs dont il est question 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 les rapports provisoires
ultérieurs sur le formulaire 10-Q.
Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à la Compagnie pétrolière Impériale
Limitée. Les résultats réels de l’Impériale peuvent être
sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas
s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier
une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus
aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce rapport peut
renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Annexe I
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2020
2019
2020
2019
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
5 955
8 736
16 355
25 979
Total des dépenses
5 952
8 182
17 300
24 298
Bénéfice (perte) avant impôts
3
554
(945)
1 681
Impôts sur le bénéfice
-
130
(234)
(248)
Bénéfice (perte) net
3
424
(711)
1 929
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
-
0,56
(0,97)
2,51
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en
dollars)
-
0,56
(0,97)
2,51
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
10
25
25
31
Total des actifs au 30 septembre
39 382
41 907
Total du passif au 30 septembre
5 189
5 161
Capitaux propres au 30 septembre
22 792
24 965
Capital utilisé au 30 septembre
28 009
30 150
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
161
166
485
482
Par action ordinaire (en dollars)
0,22
0,22
0,66
0,63
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 septembre
734,1
752,9
Moyenne – compte tenu d’une dilution
736,3
760,3
735,7
770,0
Annexe II
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2020
2019
2020
2019
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
817
1 531
817
1 531
Bénéfice (perte) net
3
424
(711)
1 929
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
409
419
1 275
1 201
Dépréciation d’actifs incorporels
-
-
20
-
(Gain) perte à la vente d’actifs
(11)
(28)
(28)
(34)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
(11)
116
(210)
(359)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation :
485
445
136
668
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
875
1 376
482
3 405
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(125)
(413)
(605)
(1 305)
Produits associés à la vente d’actifs
19
30
68
66
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(166)
(519)
(778)
(1 557)
Annexe III
Troisième trimestre
Neuf mois
en millions de dollars canadiens
2020
2019
2020
2019
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
(74)
209
(1 126)
1 252
Secteur Aval
77
221
447
736
Produits chimiques
27
38
55
110
Comptes non sectoriels et autres
(27)
(44)
(87)
(169)
Bénéfice (perte) net
3
424
(711)
1 929
Produits et autres revenus
Secteur Amont
2 303
3 105
5 857
10 000
Secteur Aval
4 406
6 612
12 523
19 425
Produits chimiques
268
298
727
935
Éliminations / Comptes non sectoriels et
autres
(1 022)
(1 279)
(2 752)
(4 381)
Produits et autres revenus
5 955
8 736
16 355
25 979
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 176
1 376
3 338
4 764
Secteur Aval
3 322
5 142
8 987
15 062
Produits chimiques
157
167
416
531
Éliminations
(1 021)
(1 286)
(2 766)
(4 401)
Achats de pétrole brut et de produits
3 634
5 399
9 975
15 956
Dépenses de production et de
fabrication
Secteur Amont
863
1 087
2 855
3 414
Secteur Aval
335
460
1 086
1 315
Produits chimiques
48
54
157
182
Éliminations
-
-
-
-
Dépenses de production et de
fabrication
1 246
1 601
4 098
4 911
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
78
302
454
975
Secteur Aval
50
124
177
364
Produits chimiques
4
4
15
27
Comptes non sectoriels et autres
9
12
33
34
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
141
442
679
1 400
Frais d’exploration imputés au bénéfice
inclus ci-dessus
2
4
6
42
Annexe IV
Données d’exploitation
Troisième trimestre
Neuf mois
2020
2019
2020
2019
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
134
159
143
145
Cold Lake
131
142
131
141
Syncrude
67
69
63
76
Classique
8
13
12
12
Total de la production de pétrole brut
340
383
349
374
LGN mis en vente
1
2
2
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
341
385
351
375
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
144
132
158
138
Production brute d’équivalent pétrole
(a)
365
407
377
398
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
133
154
140
139
Cold Lake
119
110
125
113
Syncrude
67
60
63
66
Classique
6
13
10
13
Total de la production de pétrole brut
325
337
338
331
LGN mis en vente
3
1
2
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
328
338
340
333
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
145
131
151
137
Production nette d’équivalent pétrole
(a)
352
360
365
356
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
192
226
204
200
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
167
181
178
186
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour)
1
5
2
6
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
35,95
51,12
22,24
52,44
Pétrole synthétique (le baril)
50,79
77,27
49,06
74,59
Pétrole brut classique (le baril)
29,45
53,90
30,10
54,79
LGN (le baril)
18,91
14,96
13,06
23,72
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
1,79
1,36
1,72
2,06
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
341
363
334
363
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
81
86
79
86
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
241
259
217
250
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
137
164
147
169
Mazout lourd
26
25
19
24
Huiles lubrifiantes et autres produits
45
40
40
38
Ventes nettes de produits pétroliers
449
488
423
481
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
197
194
573
579
- Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de
pieds cubes pour mille barils.
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
2016
Premier trimestre
(101)
(0,12)
Deuxième trimestre
(181)
(0,21)
Troisième trimestre
1 003
1,18
Quatrième trimestre
1 444
1,70
Exercice
2 165
2,55
2017
Premier trimestre
333
0,39
Deuxième trimestre
(77)
(0,09)
Troisième trimestre
371
0,44
Quatrième trimestre
(137)
(0,16)
Exercice
490
0,58
2018
Premier trimestre
516
0,62
Deuxième trimestre
196
0,24
Troisième trimestre
749
0,94
Quatrième trimestre
853
1,08
Exercice
2 314
2,86
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Troisième trimestre
424
0,56
Quatrième trimestre
271
0,36
Exercice
2 200
2,88
2020
Premier trimestre
(188)
(0,25)
Deuxième trimestre
(526)
(0,72)
Troisième trimestre
3
-
Exercice
(711)
(0,97)
(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.
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