Imperial Oil Limited (TSX, NYSEAM: IMO):
- Bénéfice au deuxième trimestre de 366 millions de dollars, avec
un flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 852
millions de dollars
- Importantes activités d’entretien planifiées à Kearl, Syncrude
et Strathcona réalisées avec succès
- La production au deuxième trimestre la plus élevée en plus de
25 ans, notamment grâce à une production record à Kearl
- Accélération du prolongement des intervalles entre les
activités d’entretien planifiées à Kearl, éliminant le besoin d’une
deuxième période annuelle d’activités d’entretien planifiées en
2021
- Augmentation de l’objectif de production brute totale en 2021
de 10 000 barils par jour à Kearl et de 5 000 barils par jour à
Cold Lake, favorisée par le maintien d’un excellent rendement
- Plus haut bénéfice net du secteur des Produits chimiques en
plus de 30 ans
- Versement de plus de 1,3 milliard de dollars aux actionnaires
en dividendes et par le rachat de 4 % des actions en
circulation
- Renouvellement du programme d’achat d’actions visant le rachat
supplémentaire de 5 % des actions en circulation
- Annonce du lancement de Oil Sands Pathways to Net Zero, une
alliance de l’industrie
Deuxième trimestre
Période de six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2 021
2 020
∆
2 021
2 020
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
366
(526)
+892
758
(714)
+1 472
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
0,50
(0,72)
+1,22
1,04
(0,97)
+2,01
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
259
207
+52
422
538
-116
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé de 366 millions de
dollars au deuxième trimestre et un flux de trésorerie des
activités d’exploitation de 852 millions de dollars, une diminution
par rapport au bénéfice net de 392 millions de dollars et à un flux
de trésorerie des activités d’exploitation de 1 045 millions de
dollars au premier trimestre de 2021. Les résultats du deuxième
trimestre reflètent le maintien d’une grande fiabilité et une
amélioration des prix du brut, malgré les répercussions de
l’exécution d’importantes activités d’entretien planifiées, d’une
baisse des marges réalisées dans le secteur Aval et des taux de
change.
« Les mesures déterminantes que l’Impériale a prises tout au
long de la pandémie dans le but d’accélérer les améliorations
structurelles des activités ont permis une reprise solide des
activités de la compagnie et ont généré plus de 1,8 milliard de
dollars en flux de trésorerie des activités d’exploitation
jusqu’ici cette année, alors que d’importantes activités
d’entretien au deuxième trimestre ont aussi été réalisées », a
déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration,
président et chef de la direction. « L’Impériale a un bon élan pour
amorcer la deuxième moitié de l’année et est en bonne position pour
continuer à tenir ses engagements. »
La production du secteur Amont pour le deuxième trimestre s’est
élevée en moyenne à 401 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, notre meilleure production pour un deuxième trimestre en plus
de 25 ans. La production brute trimestrielle totale de Kearl a été
en moyenne de 255 000 barils par jour, la deuxième production
trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée, alors que
d’importantes activités d’entretien planifiées ont été réalisées.
Après la réalisation réussie de ces activités d’entretien, Kearl a
établi un nouveau record de production mensuelle avec un total de
311 000 barils bruts par jour en juin, soit 10 000 barils bruts par
jour de plus que son précédent record mensuel. À Cold Lake,
l’accent continu mis sur l’optimisation de la production et sur les
améliorations de la fiabilité a contribué à une autre excellente
production trimestrielle, se chiffrant à 142 000 barils bruts en
moyenne par jour.
Après avoir mis en œuvre un plan d’amélioration de la fiabilité
pluriannuel et réalisé un rendement exceptionnel, l’Impériale
accélère le prolongement de l’intervalle entre les activités
d’entretien planifiées à Kearl. Ce changement dispense d’une
deuxième période annuelle d’activités d’entretien à compter de cet
automne et permet d’augmenter l’objectif de production de Kearl en
2021 à 265 000 barils bruts par jour. De plus, en se basant sur le
rendement de la production et l’amélioration de la fiabilité,
l’Impériale augmente l’objectif de production de Cold Lake en 2021
à 135 000 barils par jour.
Au cours du trimestre, le débit moyen des raffineries a été de
332 000 barils par jour, le taux d’utilisation de la capacité de 78
%, et les ventes de produits pétroliers de 429 000 barils par jour.
Les résultats trimestriels ont été principalement affectés par les
importantes activités d’entretien planifiées à la raffinerie de
Strathcona, qui ont réduit le débit d’environ 70 000 barils par
jour. Après la réalisation réussie de ces activités d’entretien,
l’utilisation de la capacité globale de la raffinerie a augmenté à
93 % au mois de juin.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques est de 109
millions de dollars, soit le bénéfice net le plus élevé en plus de
30 ans. Les résultats du secteur Produits chimiques sont
principalement attribuables au maintien d’excellentes marges sur
les ventes de polyéthylène.
Au cours du deuxième trimestre de 2021, l’Impériale a versé 1,3
milliard de dollars à ses actionnaires par le rachat d’actions et
en dividendes. En juin, la compagnie a annoncé le renouvellement de
son programme de rachat d’actions, lui permettant de racheter 5 %
de ses actions en circulation au cours d’une période de 12 mois se
terminant le 28 juin 2022.
« Malgré de lourdes activités d’entretien, l’Impériale a généré
un considérable flux de trésorerie disponible1 au cours du
trimestre, qui, combiné au rendement au premier trimestre, a permis
un versement de dividendes et le rachat de 4 % de nos actions, soit
plus de 1,3 milliard de dollars pour les actionnaires », a déclaré
M. Corson. « Maintenant, nos activités d’entretien planifiées étant
terminées, nous mettons l’accent sur l’augmentation de la
production et de l’utilisation de la raffinerie, sur le maintien de
la discipline à l’égard du capital et sur la restitution de
trésorerie aux actionnaires, comme en témoignent notre récente
augmentation des dividendes et le lancement de notre programme
d’achat supplémentaire de 5 % des actions à la fin du trimestre.
»
En juin, l’Impériale et ses homologues de l’industrie ont
annoncé le lancement de l’alliance Oil Sands Pathways to Net Zero.
« L’Impériale est fière d’être membre fondatrice de cette alliance
sans précédent, et nous sommes impatients de collaborer avec
l’industrie et les gouvernements pour contribuer à l’ambition de la
société d’atteindre la carboneutralité », a ajouté M. Corson.
Faits marquants du deuxième trimestre
- Le bénéfice net a été de 366 millions de dollars, ou 0,50
dollar par action sur une base diluée, comparativement à une
perte nette de 526 millions de dollars, ou 0,72 dollar par action
au deuxième trimestre de 2020. Le bénéfice net excluant les
éléments identifiés¹ a été de 366 millions de dollars au deuxième
trimestre de 2021, comparativement à une perte nette excluant les
éléments identifiés¹ de 807 millions de dollars pour la même
période en 2020.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 852 millions de dollars, comparativement aux flux
de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 816 millions de
dollars pour la même période en 2020. Les flux de trésorerie liés
aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement¹, se sont
élevés à 893 millions de dollars, une hausse comparativement aux
flux de trésorerie affectés aux activités d’exploitation, hors le
fonds de roulement¹, de 575 millions de dollars pour la même
période en 2020.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 259 millions de dollars, une hausse comparativement
aux 207 millions de dollars au deuxième trimestre de 2020. La
compagnie prévoit toujours des dépenses en immobilisations et frais
d’exploration de 1,2 milliard de dollars pour l’ensemble de
2021.
- La société a distribué 1 332 millions de dollars aux
actionnaires au deuxième trimestre de 2021, dont 1 171 millions
de dollars en rachats d’actions et 161 millions en dividendes.
- Le programme de rachat d’actions est renouvelé,
permettant de racheter jusqu’à 5 % des actions ordinaires en
circulation, soit un maximum de 35 583 671 actions, au cours de la
période de 12 mois se terminant le 28 juin 2022, conformément à
l’engagement de l’Impériale de restituer des excédents de
trésorerie aux actionnaires.
- La production brute s’est élevée en moyenne à 401 000 barils
d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 347 000
barils par jour pour la période correspondante de 2020.
L’augmentation de la production a été alimentée par l’excellent
rendement d’exploitation et l’absence d’équilibrage de la
production par rapport à la demande du marché de l’année
précédente. La production trimestrielle est la deuxième production
au deuxième trimestre la plus élevée en plus de 25 ans.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie à 255 000 barils en moyenne par jour (la part de
l’Impériale se chiffrant à 181 000 barils), une hausse
comparativement aux 190 000 barils par jour (la part de l’Impériale
se chiffrant à 135 000 barils) au cours du deuxième trimestre de
2020. Kearl a enregistré la deuxième production trimestrielle la
plus élevée de son histoire, et ce, tout en réalisant d’importantes
activités d’entretien planifiées. Kearl a établi un nouveau record
de production mensuelle avec un total de 311 000 barils bruts par
jour, soit 10 000 barils bruts par jour de plus que le précédent
record mensuel. La production moyenne attendue pour l’ensemble de
l’année est maintenant de 265 000 barils bruts par jour, soit une
augmentation de 10 000 barils bruts par jour par rapport à
l’objectif précédent, car il n’y aura plus qu’une période
d’activités d’entretien planifiées par année à Kearl à compter de
2021, soit un an plus tôt que prévu.
- Démarrage réussi de la première unité de récupération de la
chaleur du gaz combustible de la chaudière de Kearl. Cette
technologie récupère la chaleur perdue issue de la combustion dans
une chaudière pour le préchauffage de l’eau de traitement, ce qui
peut réduire non seulement les coûts d’exploitation, mais aussi les
émissions : jusqu’à 30 000 tonnes d’équivalent CO2 par année en
moins. L’impériale travaille actuellement aux plans pour doter
jusqu’à cinq chaudières supplémentaires de cette technologie
novatrice.
- La production brute de bitume au site de Cold Lake s’est
établie à 142 000 barils par jour, une hausse comparativement
aux 123 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre de 2020.
La hausse de la production s’explique principalement par
l’amélioration de la fiabilité et à la diminution des périodes
d’indisponibilité prévue par rapport au deuxième trimestre de 2020.
La production brute attendue pour l’ensemble de l’année est
maintenant de 135 000 barils par jour, soit une augmentation de 5
000 barils par jour par rapport à l’objectif précédent,
principalement en raison de l’optimisation de la production et des
améliorations de la fiabilité.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie à 47 000 barils par jour, contre 50 000
barils par jour au deuxième trimestre de 2020. Syncrude a réalisé
d’importantes activités d’entretien planifiées au cours du deuxième
trimestre de 2021 et est revenu à la pleine production au début du
troisième trimestre.
- Le débit moyen des raffineries était de 332 000 barils par
jour, en hausse par rapport aux 278 000 barils par jour du
deuxième trimestre 2020. L’utilisation des capacités de production
était de 78 %, une hausse comparativement aux 66 % du deuxième
trimestre de 2020. La raffinerie de Strathcona a réalisé
d’importantes activités d’entretien planifiées au cours du deuxième
trimestre de 2021. Après ces activités d’entretien, l’utilisation
de la capacité globale de la raffinerie a augmenté à 93 % au mois
de juin.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 429 000
barils par jour, en hausse par rapport aux 357 000 barils par
jour du deuxième trimestre 2020. L’augmentation des ventes est
principalement attribuable au déclin des répercussions de la
COVID-19.
- Lancement d’une nouvelle version du carburant de qualité
supérieure Synergy Suprême dans les stations Esso au Canada. Le
carburant Synergy Suprême est formulé pour garder les moteurs trois
fois plus propres et est enrichi d’un ensemble d’additifs avancés
qui offre une protection améliorée du moteur.
- Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques est de 109
millions de dollars pour ce trimestre, le bénéfice net
trimestriel le plus élevé en 30 ans, en hausse comparativement aux
7 millions de dollars du deuxième trimestre de 2020. L’amélioration
des résultats est principalement attribuable au maintien
d’excellentes marges sur les ventes de polyéthylène.
- Annonce du lancement de Oil Sands Pathways to Net Zero, une
alliance de l’industrie. L’objectif de cette alliance unique,
en collaboration avec le gouvernement fédéral et le gouvernement de
l’Alberta, est la carboneutralité de l’exploitation des sables
bitumineux d’ici 2050 pour aider le Canada à atteindre ses
objectifs de lutte contre les changements climatiques. Cette
alliance regroupe les cinq plus grands producteurs de pétrole
extrait des sables bitumineux au Canada, représentant environ 90 %
de la production de pétrole extrait des sables bitumineux au
pays.
¹ Mesure non conforme aux PCGR — Se
reporter à l’Annexe VI pour la définition et le rapprochement.
Résultats d’exploitation
Au début de l’année 2020, deux effets perturbateurs importants
se sont fait ressentir sur l’équilibre entre l’offre et la demande
de pétrole et de produits pétrochimiques. En ce qui concerne la
demande, la pandémie de COVID-19 s’est rapidement propagée dans la
plupart des régions du monde, ce qui a fortement ralenti les
activités commerciales et de consommation, et a considérablement
réduit la demande de pétrole brut, de gaz naturel et de produits
pétroliers. Cette baisse de la demande a coïncidé avec l’annonce
d’une hausse de la production dans certains des principaux pays
producteurs de pétrole, ce qui a fait augmenter le niveau des
stocks et chuter les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des
produits pétroliers.
En 2021, la demande de produits pétroliers et pétrochimiques a
continué d’augmenter, haussant les prix et les marges dans tous les
segments. Des effets persistants du climat défavorable pour les
affaires en 2020 ont continué de peser sur les résultats financiers
dans la première moitié de 2021 comparativement aux périodes pré
pandémiques. La compagnie continue de surveiller de près
l’industrie et les conditions économiques mondiales, y compris la
reprise après la pandémie de COVID-19.
Comparaison des deuxièmes trimestres de 2021 et de
2020
La compagnie a enregistré un bénéfice net de 366 millions de
dollars, soit 0,50 dollar par action sur une base diluée, au
deuxième trimestre de 2021, par rapport à une perte nette de 526
millions de dollars, soit 0,72 dollar par action, pour la même
période en 2020. Les résultats du deuxième trimestre de 2020
comprenaient une contrepassation de la charge de réévaluation des
stocks hors trésorerie de 281 millions de dollars enregistrée au
premier trimestre de 2020.
Le secteur amont a enregistré un bénéfice net de 247 millions de
dollars au deuxième trimestre de 2021, au comparativement à une
perte nette de 444 millions de dollars pour la même période en
2020. L’amélioration des résultats reflète une augmentation des
prix du pétrole brut d’environ 1 100 millions de dollars et des
volumes d’environ 280 millions de dollars. En comparaison avec
l’année précédente, ces effets ont été en partie contrebalancés par
l’absence de la contrepassation de la charge de hors trésorerie de
229 millions de dollars liée à la réévaluation des stocks de la
compagnie, de dépenses d’exploitation supérieures d’environ 230
millions de dollars, de redevances supérieures d’environ 200
millions de dollars et des effets défavorables des taux de change
évalués à environ 50 millions de dollars.
Le cours moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi en
moyenne à 66,17 dollars américains le baril durant le deuxième
trimestre 2021, une hausse comparativement aux 27,83 dollars
américains durant le même trimestre en 2020. Le Western Canada
Select (WCS) s’est établi en moyenne à 54,64 dollars américains le
baril et à 16,73 dollars américains le baril pour les mêmes
périodes. Le différentiel entre le WTI et le WCS s’est établi en
moyenne à environ 12 dollars américains le baril au deuxième
trimestre de 2021, une hausse comparativement aux 11 dollars
américains environ pour la même période en 2020.
La valeur du dollar canadien était en moyenne de 0,81 dollar
américain au deuxième trimestre de 2021, soit une hausse de 0,09
dollar américain par rapport au deuxième trimestre de 2020.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a augmenté au cours du trimestre, principalement en
raison de l’augmentation du WCS. Le prix moyen obtenu pour le
bitume s’est établi à 57,26 dollars le baril au deuxième trimestre
de 2021, en hausse par rapport aux 12,82 dollars le baril du
deuxième trimestre de 2020. Le prix moyen que la compagnie a touché
en dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a augmenté de
façon générale parallèlement au WTI, rajusté pour tenir compte des
variations des taux de change et des frais de transport. Le prix
moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique s’est établi à 80,80
dollars le baril au quatrième trimestre de 2021, en hausse par
rapport aux 32,20 dollars le baril touchés au cours de la même
période en 2020.
La production brute totale de bitume de Kearl s’est établie en
moyenne à 255 000 barils par jour au deuxième trimestre (la part de
l’Impériale se chiffrant à 181 000 barils), en hausse par rapport à
190 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 135
000 barils) au deuxième trimestre de 2020. La hausse de la
production est principalement attribuable à l’absence de
l’équilibrage de la production par rapport à la demande du marché
de l’année précédente, en partie contrebalancée par les
répercussions des activités d’entretien planifiées.
La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en
moyenne à 142 000 barils par jour au deuxième trimestre, en hausse
par rapport à 123 000 pour la période correspondante de 2020. La
hausse de la production s’explique principalement par
l’amélioration de la fiabilité et à la diminution des périodes
d’indisponibilité prévues.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie à 47 000 barils par jour, contre 50 000
barils par jour au deuxième trimestre de 2020. La baisse de la
production est principalement liée aux activités d’entretien
planifiées, en partie contrebalancées par l’absence de
l’équilibrage de la production par rapport à la demande du marché
de l’année précédente.
Le secteur Aval a enregistré un bénéfice net de 60 millions de
dollars au deuxième trimestre de 2021, comparativement à une perte
nette de 32 millions de dollars pour la même période en 2020.
L’amélioration des résultats reflète une hausse des marges
d’environ 200 millions de dollars, en partie contrebalancée par les
effets défavorables des taux de change évalués à environ 70
millions de dollars et l’absence de la contrepassation de la charge
hors trésorerie de 52 millions de dollars liée à la réévaluation
des stocks de la compagnie de l’année précédente.
Le débit moyen des raffineries a été de 332 000 barils par jour,
en hausse par rapport aux 278 000 barils par jour du deuxième
trimestre 2020. L’utilisation des capacités de production était de
78 %, une hausse comparativement aux 66 % du deuxième trimestre de
2020. La hausse du débit est principalement attribuable au déclin
des répercussions de la pandémie de COVID-19, en partie
contrebalancé par des activités d’entretien planifiées à
Strathcona.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 429 000
barils par jour, en hausse par rapport aux 357 000 barils par jour
du deuxième trimestre 2020. La hausse des ventes de produits
pétroliers est principalement attribuable au déclin des
répercussions de la pandémie de COVID-19.
Le bénéfice net du secteur produits chimiques s’est établi à 109
millions de dollars pour le deuxième trimestre, comparativement au
bénéfice net de 7 millions de dollars pour le même trimestre en
2020, une hausse principalement attribuable à l’accroissement des
marges.
Les charges du siège social et les autres dépenses se sont
élevées à 50 millions de dollars au deuxième trimestre,
comparativement aux 57 millions de dollars pour la même période en
2020.
Les flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation se
sont élevés à 852 millions de dollars au deuxième trimestre, par
rapport à des flux de trésorerie utilisés dans les activités
d’exploitation de 816 millions de dollars pour la période
correspondante de 2020, ce qui traduit principalement la hausse des
prix touchés dans le secteur amont et les effets favorables du
fonds de roulement.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 207 millions au deuxième trimestre,
comparativement aux 172 millions au cours de la même période en
2020.
Les activités de financement ont généré des décaissements de 1
336 millions de dollars au deuxième trimestre, contre 167 millions
de dollars au deuxième trimestre de 2020. Les dividendes versés au
cours du deuxième trimestre de 2021 s’élèvent à 161 millions de
dollars. Le dividende par action versé au deuxième trimestre a été
de 0,22 dollar, tout comme à la même période en 2020. Au cours du
deuxième trimestre, la compagnie, dans le cadre de son programme
d’achat d’actions, a acheté environ 29,5 millions d’actions
totalisant 1 171 millions de dollars, y compris des actions
achetées d’Exxon Mobil Corporation. Durant le deuxième trimestre
2020, la compagnie n’a acheté aucune action dans le cadre de son
programme d’achat d’actions.
Le solde de trésorerie de la compagnie s’élevait à 776 millions
de dollars au 30 juin 2021, comparativement à 233 millions de
dollars à la fin du deuxième trimestre de 2020.
Le 30 avril 2021, la compagnie a annoncé une modification de
l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités pour
augmenter le nombre d’actions ordinaires qu’elle peut acheter. En
vertu de cette modification, le nombre d’actions ordinaires
admissibles au rachat a augmenté à un maximum de 29 363 070 actions
ordinaires entre le 29 juin 2020 et le 28 juin 2021.
Le 23 juin 2021, la compagnie a annoncé dans un communiqué de
presse qu’elle avait reçu de la Bourse de Toronto l’autorisation de
lancer une offre publique de rachat ordinaire et qu’elle
poursuivait son programme existant de rachat d’actions. Le
programme permet à la compagnie de racheter jusqu’à 35 583 671
actions ordinaires entre le 29 juin 2021 et le 28 juin 2022. Ce
maximum comprend les actions rachetées dans le cadre de l’offre
publique de rachat ordinaire et à la société Exxon Mobil
Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de
l’offre publique de rachat ordinaire. Dans le passé, la société
Exxon Mobil Corporation avait informé la compagnie qu’elle avait
l’intention de conserver la propriété d’environ 69,6 % du capital.
Le programme prendra fin le 28 juin 2022 ou lorsque la compagnie
aura racheté le maximum autorisé d’actions.
Faits saillants du semestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 758 millions de dollars,
comparativement à une perte nette 714 millions de dollars en
2020.
- Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 1,04
dollar, comparativement à une perte nette par action de 0,97 dollar
en 2020.
- Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 1 897 millions de dollars, comparativement aux
flux de trésorerie affectés aux activités d’exploitation de 393
millions de dollars en 2020.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 422 millions de dollars, comparativement aux 538 millions
de dollars en 2020.
- La production brute s’est élevée en moyenne à 417 000 barils
d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 383 000
barils par jour en 2020.
- Le débit moyen des raffineries était de 348 000 barils par
jour, en hausse par rapport aux 330 000 barils par jour en
2020.
- Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 421 000
barils par jour, une hausse par rapport à 409 000 barils par jour
en 2020.
- Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a
totalisé 0,49 dollar, en hausse par rapport à 0,44 dollar par
action en 2020.
- L’Impériale a versé 1 494 millions de dollars aux actionnaires
sous la forme de dividendes et d’achats d’actions.
Comparaison du premier semestre de 2021 et de 2020
Le bénéfice net des six premiers mois de 2021 s’est établi à 758
millions de dollars ou 1,04 dollar par action sur une base diluée,
comparativement à une perte nette de 714 millions de dollars ou
0,97 dollar par action pour les six premiers mois de 2020.
Le secteur amont a enregistré un bénéfice net de 326 millions de
dollars au cours des six premiers mois de l’exercice,
comparativement à une perte nette de 1 052 millions de dollars en
2020. L’amélioration des résultats reflète une hausse des prix
touchés pour le pétrole brut d’environ 1 810 millions de dollars et
une hausse des volumes d’environ 280 millions de dollars. Ces
éléments ont été partiellement annulés par une hausse des
redevances d’environ 300 millions de dollars, une hausse des
dépenses d’exploitation d’environ 290 millions de dollars et des
effets de change défavorables d’environ 120 millions de
dollars.
Le cours moyen du West Texas Intermediate s’est établi à 62,22
dollars américains le baril au cours du premier semestre de 2021,
une hausse comparativement aux 36,66 dollars américains le baril en
2020. Le cours moyen du Western Canada Select s’est établi à 50,14
dollars américains le baril et à 21,20 dollars américains le baril
aux mêmes périodes. L’écart entre le WTI et le WCS s’est rétréci
pour s’établir à environ 12 dollars américains le baril en moyenne
au premier semestre de 2021, contre environ 15 dollars américains
le baril à la même période en 2020.
La valeur moyenne du dollar canadien a été de 0,80 dollar
américain au premier semestre de 2021, une hausse de 0,07 dollar
américain par rapport à 2020.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a augmenté au cours du premier semestre de 2021,
principalement en raison de l’augmentation pour le WCS. Le prix
moyen touché pour le bitume s’est établi à 52,45 dollars le baril,
une hausse par rapport aux 15,54 dollars le baril à la même période
en 2020. Le prix moyen que la compagnie a touché en dollars
canadiens pour le pétrole brut synthétique a augmenté de façon
générale conformément au WTI, ajusté pour tenir compte des
variations des taux de change et des frais de transport. Le prix
moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique s’est établi à 72,42
dollars le baril, une hausse par rapport aux 48,10 dollars le baril
pour la même période en 2020.
La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en
moyenne à 253 000 barils par jour au premier semestre de 2021 (la
part de l’Impériale se chiffrant à 180 000 barils), une hausse par
rapport aux 208 000 barils par jour (la part de l’Impériale se
chiffrant à 147 000 barils) à la même période en 2020. La hausse de
la production est principalement attribuable à l’absence de
l’équilibrage de la production par rapport à la demande du marché
de l’année précédente, partiellement annulée par les répercussions
des activités d’entretien planifiées.
La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie
à 141 000 barils par jour au premier semestre de 2021, une hausse
comparativement aux 131 000 barils par jour à la même période en
2020. L’augmentation de la production est principalement
attribuable à l’amélioration de la fiabilité.
Au cours du premier semestre de 2021, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en
moyenne à 63 000 barils par jour, en hausse par rapport à 61 000
barils par jour pour la période correspondante de 2020. La hausse
de production est principalement liée à l’absence de l’équilibrage
de la production par rapport à la demande du marché de l’année
précédente et de périodes d’indisponibilité imprévues,
partiellement annulée par des activités d’entretien planifiées.
Le secteur aval a enregistré un bénéfice net de 352 millions de
dollars au premier semestre de l’année, au lieu de 370 millions de
dollars pour la même période en 2020. Les résultats ont subi des
effets de change défavorables d’environ 120 millions de dollars,
partiellement compensés par une hausse des marges d’environ 50
millions de dollars et une réduction des dépenses d’exploitation
d’environ 50 millions de dollars.
Le débit moyen des raffineries était de 348 000 barils par jour
durant les six premiers mois de 2021, une hausse par rapport aux
330 000 barils par jour de la même période en 2020. Le taux
d’utilisation de la capacité a été de 81 %, une hausse
comparativement aux 78 % de la même période en 2020. La hausse du
débit s’explique par le déclin des répercussions de la pandémie de
COVID-19, partiellement annulé par des activités d’entretien
planifiées à Strathcona.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 421 000
barils par jour au cours des six premiers mois de 2021, une hausse
comparativement aux 409 000 barils par jour lors de la période
correspondante en 2020. La hausse des ventes de produits pétroliers
est principalement attribuable au déclin des répercussions de la
pandémie de COVID-19.
Le bénéfice net du secteur des produits chimiques s’est établi à
176 millions de dollars au premier semestre de 2021, une hausse
comparativement aux 28 millions de dollars à la même période en
2020 qui est principalement attribuable à l’accroissement des
marges sur les ventes de polyéthylène.
Les dépenses des comptes non sectoriels ont affiché un solde de
96 millions de dollars au cours du premier semestre de 2021, une
hausse comparativement à un solde de 60 millions de dollars pour la
période correspondante de 2020, attribuable en grande partie à une
hausse des charges liées à la rémunération à base d’actions.
Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation
se sont élevés à 1 897 millions de dollars dans les six premiers
mois de 2021, comparativement aux 393 millions de dollars affectés
aux activités d’exploitation à la même période en 2020, ce qui
reflète principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur
amont et des effets favorables du fonds de roulement.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 354 millions de dollars dans les six premiers
mois de 2021, comparativement aux 480 millions de dollars utilisés
pour la même période en 2020, reflétant principalement une
réduction des acquisitions d’immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se
sont établis à 1 538 millions de dollars au premier semestre de
2021, une hausse comparativement aux flux de trésorerie affectés
aux activités de financement de 612 millions de dollars à la même
période en 2020. Les dividendes payés au cours du premier semestre
de 2021 ont totalisé 323 millions de dollars. Le dividende par
action versé au premier semestre de 2021 s’est élevé à 0,44 dollar,
tout comme à la même période en 2020. Au cours des six premiers
mois de 2021, la compagnie, dans le cadre de son programme d’achat
d’actions, a acheté environ 29,5 millions d’actions pour 1 171
millions de dollars. Au cours des six premiers mois de 2020, la
compagnie a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 274 millions
de dollars.
Au 31 mars 2021, en raison de la résiliation des ententes de
services de transport liées à un projet de pipeline tiers, la
compagnie a comptabilisé un passif de 62 millions de dollars,
précédemment déclaré comme passif éventuel à la note 10 du
formulaire 10-K de l’Impériale. Dans le cadre du même projet, les
engagements du poste « Autres contrats d’achat à long terme »
indiqués dans le formulaire 10-K de l’Impériale ont diminué
d’environ 2,9 milliards de dollars. La majorité de ces engagements
concernaient les années 2026 et au-delà.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des
situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les
objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires,
sont des énoncés prévisionnels. Les énoncés prospectifs peuvent
être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, avoir
l’intention de, proposer, planifier, objectif, viser, projeter,
prévoir, cibler, estimer, s’attendre à, stratégie, perspectives,
calendrier, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et
d’autres termes semblables faisant référence à des périodes
futures. Les déclarations prospectives dans le présent document
comprennent, sans toutefois s’y limiter, des mentions de
l’accélération de la mise en œuvre des plans de prolongement de
l’intervalle entre les activités d’entretien planifiées à Kearl et
de l’élimination de la nécessité d’une deuxième période
d’indisponibilité cet automne; la bonne position de l’entreprise
pour tenir ses engagements; l’augmentation de l’objectif de
production de 265 000 barils bruts par jour de Kearl en 2021;
l’augmentation de l’objectif de production de 135 000 barils par
jour de Cold Lake en 2021; l’accent mis par la compagnie sur
l’augmentation de la production, la hausse de l’utilisation des
raffineries, la discipline à l’égard du capital et la restitution
de trésorerie aux actionnaires; les retombées de la participation à
l’alliance Oil Sands Pathways to Net Zero pour contribuer à
l’ambition de la société d’atteindre la carboneutralité; les
dépenses en immobilisations et frais d’exploration de 1,2 milliard
de dollars pour l’ensemble de 2021; l’engagement d’Imperial de
restituer des excédents de trésorerie aux actionnaires et le
renouvellement du programme de rachat d’actions; les bénéfices de
l’unité de récupération de la chaleur du gaz combustible de la
chaudière de Kearl et son application potentielle à des chaudières
supplémentaires; et les avantages du carburant de qualité
supérieure Synergy Suprême.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes,
estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au
moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la croissance de la demande et la source,
l’offre et le bouquet énergétiques; les prix des matières
premières, les taux de change et les conditions générales du
marché; les taux, la croissance et la composition de la production
de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier, les coûts, les
évaluations techniques et les capacités et l’aptitude de la
compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses
actifs, y compris l’aptitude à mettre en œuvre efficacement le
prolongement des intervalles entre les périodes d’indisponibilité à
Kearl; l’adoption et les effets de nouvelles installations ou de
nouvelles technologies comme l’unité de récupération de la chaleur
du gaz combustible de la chaudière de Kearl, y compris la réduction
des émissions de gaz à effet de serre; l’évolution de la pandémie
de COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de l’Impériale à
exploiter ses actifs, y compris la fermeture potentielle
d’installations en raison d’une éclosion de COVID-19; les lois
applicables et les politiques gouvernementales applicables, y
compris les restrictions pour contrer la pandémie de COVID-19; les
économies de coûts; l’utilisation des capacités de raffinage; les
dépenses liées aux immobilisations et à l’environnement; et la
capacité de la compagnie à exécuter efficacement ses plans de
continuité des activités et à mener ses activités d’intervention
contre la pandémie pourraient varier considérablement selon un
certain nombre de facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou
locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de
produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les
incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les
mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne
les niveaux d’approvisionnement et les prix et l’incidence de la
COVID-19 sur la demande; la disponibilité et la répartition du
capital; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues;
la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces
projets dans les délais prévus; la disponibilité et le rendement
des tiers fournisseurs de services, compte tenu notamment des
restrictions liées à la COVID-19; les événements politiques ou
réglementaires, y compris les changements législatifs ou les
modifications des politiques gouvernementales, par exemple les lois
fiscales, la réduction de la production et les mesures pour contrer
la pandémie de COVID-19; le transport pour accéder aux marchés; les
résultats des programmes de recherche et des nouvelles
technologies, et la capacité de porter les nouvelles technologies à
une échelle commerciale à coût concurrentiel; l’efficacité de la
gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre,
y compris les plans de continuité des activités en réponse à la
COVID-19; les risques environnementaux inhérents aux activités
d’exploration et de production pétrolières et gazières; la
réglementation environnementale, y compris la réglementation
portant sur les changements climatiques et les émissions de gaz à
effet de serre; la réception, en temps utile, des approbations
réglementaires et tierces; les risques et dangers opérationnels;
les incidents liés à la cybersécurité, y compris la hausse du
télétravail et l’activation des plans de continuité des activités
en raison de la COVID-19; les taux de change; la conjoncture
économique générale; ainsi que d’autres facteurs abordés dans les
facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport
de gestion sur la situation financière et les résultats
d’exploitation de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée du plus
récent rapport annuel sur le formulaire 10-K.
Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à la Compagnie pétrolière Impériale
Limitée. Les résultats réels de l’Impériale peuvent être
sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas
s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier
une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus
aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce rapport peut
renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Les affirmations au sujet du carburant Synergy Suprême sont
fondées sur la comparaison entre le carburant de qualité supérieure
Synergy Suprême et le carburant qui répond aux normes minimales du
gouvernement sur la détergence dans les moteurs à injection. Les
avantages réels sont basés sur une utilisation continue et peuvent
varier selon le type de véhicule, le style de conduite et l’essence
précédemment utilisée.
Annexe I
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2021
2020
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
8 047
3 710
15 045
10 400
Total des dépenses
7 576
4 403
14 062
11 348
Bénéfice (perte) avant impôts
471
(693)
983
(948)
Impôts sur le bénéfice
105
(167)
225
(234)
Bénéfice (perte) net
366
(526)
758
(714)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
0,51
(0,72)
1,04
(0,97)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
0,50
(0,72)
1,04
(0,97)
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
22
9
24
15
Total de l’actif au 30 juin
38 939
39 500
Total du passif au 30 juin
5 262
5 193
Capitaux propres au 30 juin
20 769
22 916
Capital utilisé au 30 juin
26 055
28 134
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
195
162
356
324
Par action ordinaire (en dollars)
0,27
0,22
0,49
0,44
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 juin
704,6
734,1
Moyenne – compte tenu d’une dilution
725,8
734,1
730,8
736,5
Annexe II
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
776
233
776
233
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
366
(526)
758
(714)
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
450
413
944
866
Dépréciation d’actifs incorporels
-
-
-
20
(Gain) perte à la vente d’actifs
(24)
(10)
(27)
(17)
Dépréciation de l’inventaire à la valeur
marchande courante
-
(281)
-
-
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
76
(242)
136
(199)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(41)
(241)
(64)
(429)
Autres postes – montant net
25
71
150
80
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
852
(816)
1 897
(393)
Activités d’investissement
Acquisitions d’immobilisations
corporelles
(241)
(205)
(408)
(515)
Produits de la vente d’actifs
35
40
42
49
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
(1)
(7)
12
(14)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(207)
(172)
(354)
(480)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(1 336)
(167)
(1 538)
(612)
Annexe III
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
247
(444)
326
(1 052)
Secteur Aval
60
(32)
352
370
Produits chimiques
109
7
176
28
Comptes non sectoriels et autres
(50)
(57)
(96)
(60)
Bénéfice (perte) net
366
(526)
758
(714)
Produits et autres revenus
Secteur Amont
3 934
1 180
7 427
3 554
Secteur Aval
5 831
2 738
11 136
8 117
Produits chimiques
456
199
832
459
Éliminations / Comptes non sectoriels et
autres
(2 174)
(407)
(4 350)
(1 730)
Produits et autres revenus
8 047
3 710
15 045
10 400
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
2 044
512
3 878
2 162
Secteur Aval
4 760
1 896
8 780
5 665
Produits chimiques
240
119
449
259
Éliminations
(2 177)
(412)
(4 353)
(1 745)
Achats de pétrole brut et de produits
4 867
2 115
8 754
6 341
Production et fabrication
Secteur Amont
1 166
884
2 275
1 992
Secteur Aval
357
343
683
751
Produits chimiques
46
46
96
109
Éliminations
-
-
-
-
Production et fabrication
1 569
1 273
3 054
2 852
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
-
-
-
-
Secteur Aval
142
135
275
316
Produits chimiques
22
21
47
46
Éliminations / Comptes non sectoriels et
autres
36
27
67
(13)
Frais de vente et frais généraux
200
183
389
349
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
130
145
215
376
Secteur Aval
120
51
188
127
Produits chimiques
2
2
4
11
Comptes non sectoriels et autres
7
9
15
24
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
259
207
422
538
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus
ci-dessus
2
3
4
4
Annexe IV
Données d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
2021
2020
2021
2020
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
181
135
180
147
Cold Lake
142
123
141
131
Syncrude
47
50
63
61
Classique
11
11
10
14
Total de la production de pétrole brut
381
319
394
353
LGN mis en vente
1
2
2
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
382
321
396
355
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
116
157
123
167
Production brute d’équivalent pétrole
(a)
401
347
417
383
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
174
134
174
144
Cold Lake
111
122
112
128
Syncrude
38
49
56
60
Classique
11
11
10
12
Total de la production de pétrole brut
334
316
352
344
LGN mis en vente
2
1
2
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
336
317
354
345
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
119
146
119
161
Production nette d’équivalent pétrole
(a)
356
341
374
372
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
252
199
250
209
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
201
176
191
183
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour) (b)
-
2
-
2
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
57,26
12,82
52,45
15,54
Pétrole synthétique (le baril)
80,80
32,20
72,42
48,10
Pétrole brut classique (le baril)
58,44
15,47
54,16
30,26
LGN (le baril)
30,07
13,88
30,97
11,41
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
3,45
1,50
3,34
1,69
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
332
278
348
330
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
78
66
81
78
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
209
178
203
205
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
147
125
150
152
Mazout lourd
28
18
24
16
Huiles lubrifiantes et autres produits
45
36
44
36
Ventes nettes de produits pétroliers
429
357
421
409
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
222
190
433
376
(a)
Gaz converti en équivalent pétrole à
raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
(b)
Les ventes de LGN de 2021 arrondies à
zéro.
Annexe V
Bénéfice (perte) net par
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
action ordinaire – résultat dilué
(a)
en millions de dollars
canadiens
dollars canadiens
2017
Premier trimestre
333
0,39
Deuxième trimestre
(77)
(0,09)
Troisième trimestre
371
0,44
Quatrième trimestre
(137)
(0,16)
Exercice
490
0,58
2018
Premier trimestre
516
0,62
Deuxième trimestre
196
0,24
Troisième trimestre
749
0,94
Quatrième trimestre
853
1,08
Exercice
2 314
2,86
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Troisième trimestre
424
0,56
Quatrième trimestre
271
0,36
Exercice
2 200
2,88
2020
Premier trimestre
(188)
(0,25)
Deuxième trimestre
(526)
(0,72)
Troisième trimestre
3
-
Quatrième trimestre
(1 146)
(1,56)
Exercice
(1 857)
(2,53)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Exercice
758
1,04
(a)
Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions
en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres
présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas
prescrites par les principes comptables généralement reconnus
(PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures
financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la
Securities and Exchange Commission. Le rapprochement de ces mesures
financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus
comparable selon les PCGR, ainsi que d’autres renseignements requis
par le présent règlement ont été fournis. Les mesures non conformes
aux PCGR n’ont pas de définition normalisée et, à ce titre, peuvent
ne pas être directement comparables aux mesures présentées par
d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures
financières conformes aux PCGR.
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le
fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors
le fonds de roulement, sont le total des flux de trésorerie
provenant des activités d’exploitation moins les variations de
l’actif et du passif d’exploitation de la période. La direction
croit qu’il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces
chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la
compagnie pour les périodes où il existe d’importants écarts d’une
période au niveau des variations du fonds de roulement. Les
variations du fonds de roulement correspondent aux « Variations de
l’actif et du passif d’exploitation », telles qu’elles sont
indiquées dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la
compagnie et dans l’Annexe II du présent document. Cette mesure
évalue les flux de trésorerie au niveau de l’exploitation et, à ce
titre, n’inclut pas le produit de la vente d’actifs, tel que défini
dans les flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation et de
vente d’actifs dans la rubrique Terminologie du formulaire 10-K
annuel de la compagnie.
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
852
(816)
1 897
(393)
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(41)
(241)
(64)
(429)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
893
(575)
1 961
36
Flux de trésorerie disponible
Le flux de trésorerie disponible est le flux de trésorerie issu
des activités d’exploitation, moins les acquisitions
d’immobilisations corporelles et les placements en actions de la
société, plus le produit de la vente d’actifs. Cette mesure est
utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités
de financement (y compris, mais sans s’y limiter, les dividendes et
les rachats d’actions) après des investissements dans
l’entreprise.
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
852
(816)
1 897
(393)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Acquisitions d’immobilisations
corporelles
(241)
(205)
(408)
(515)
Produits de la vente d’actifs
35
40
42
49
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
(1)
(7)
12
(14)
Flux de trésorerie disponible
645
(988)
1 543
(873)
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est le
bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels
individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice
total de l’entreprise d’au moins 100 millions de dollars au cours
d’un trimestre donné. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un
élément identifié pour un secteur individuel peut être inférieure à
100 millions de dollars lorsque l’élément touche plusieurs
secteurs. La direction croit qu’il est utile pour les investisseurs
de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement
sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où
l’une des périodes, ou les deux, comprennent des éléments
identifiés. Tous les éléments identifiés sont présentés après
impôt.
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
366
(526)
758
(714)
Moins les éléments identifiés compris dans
le bénéfice (perte) net
Évaluation des stocks hors espèces (selon
le coût ou la valeur marchande, si celle-ci est inférieure)
-
281
-
-
Sous-total des éléments identifiés
-
281
-
-
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés
366
(807)
758
(714)
Coûts d’exploitation (coûts financiers)
Les coûts d’exploitation se consistent comme suit : (1)
Production et fabrication; (2) Frais de vente et frais généraux; et
(3) Exploration, dans l’état consolidé des résultats de la
compagnie et comme déclarés dans l’Annexe III du présent document.
La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication
des coûts d’exploitation et ne représente pas les décaissements
totaux de la compagnie. Cette mesure est utile pour que les
investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour
optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des
dépenses.
Rapprochement des coûts
d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Total des dépenses
7 576
4 403
14 062
11 348
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
4 867
2 115
8 754
6 341
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
465
369
869
820
Dépréciation et épuisement
450
413
944
886
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
10
30
21
60
Financement
13
17
27
36
Total des coûts d’exploitation
1 771
1 459
3 447
3 205
Composants des coûts
d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2021
2020
2021
2020
Extrait de l’état consolidé des
résultats de l’Impériale
Production et fabrication
1 569
1 273
3 054
2 852
Frais de vente et frais généraux
200
183
389
349
Exploration
2
3
4
4
Coûts d’exploitation
1 771
1 459
3 447
3 205
Secteur Amont
1 168
887
2 279
1 996
Secteur Aval
499
478
958
1 067
Produits chimiques
68
67
143
155
Comptes non sectoriels / Éliminations
36
27
67
(13)
Coûts d’exploitation
1 771
1 459
3 447
3 205
Coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires)
Les coûts d’exploitation unitaires (coûts unitaires) sont
calculés à partir de la production totale brute d’équivalent
pétrole et sont calculés pour le segment Amont, ainsi que pour les
principaux actifs du secteur. Cette mesure est utile pour que les
investisseurs comprennent les efforts de gestion des dépenses
déployés pour les principaux actifs de la compagnie à titre de
composants dans le cadre général du secteur Amont. Les coûts
d’exploitation unitaires, comme utilisés par la direction, ne
correspondent pas directement à la définition des « Coûts de
production unitaires moyens » énoncée par la Securities and
Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le
formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Deuxième trimestre
2021
2020
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 166
461
254
391
884
355
234
243
Frais de vente et frais généraux
-
-
-
-
-
-
-
-
Exploration
2
-
-
-
3
-
-
-
Coûts d’exploitation
1 168
461
254
391
887
355
234
243
Production brute d’équivalent pétrole
401
181
142
47
347
135
123
50
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
32,01
27,99
19,66
91,42
28,09
28,90
20,91
53,41
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
25,93
22,67
15,92
74,05
20,22
20,81
15,06
38,46
2021 0,81 $ US; 2020 0,72 $ US
Six mois
2021
2020
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
2 275
916
514
724
1 992
845
468
551
Frais de vente et frais généraux
-
-
-
-
-
-
-
-
Exploration
4
-
-
-
4
-
-
-
Coûts d’exploitation
2 279
916
514
724
1 996
845
468
551
Production brute d’équivalent pétrole
417
180
141
63
383
147
131
61
(en milliers de barils par jour)
Coûts d’exploitation unitaires (en
dollars par baril d’équivalent pétrole)
30,19
28,12
20,14
63,49
28,63
31,58
19,63
49,63
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
24,15
22,50
16,11
50,79
20,90
23,05
14,33
36,23
2021 0,80 $ US; 2020 0,73 $ US
(a) Le secteur Amont comprend Kearl, Cold
Lake, la part de l’Impériale de Syncrude et d’autres.
Source: Imperial
Après plus d’un siècle d’existence, l’Impériale
demeure un acteur majeur dans la promotion de la technologie et de
l’innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques
du Canada de façon responsable. Principal raffineur de produits
pétroliers du Canada, producteur incontournable de pétrole brut,
producteur clé de produits pétrochimiques et chef de file dans la
distribution de carburant à l’échelle du pays, notre entreprise
continue de viser les normes les plus élevées qui soient, et ce,
dans tous les secteurs d’activité.
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