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| Share Name | Share Symbol | Market | Type |
|---|---|---|---|
| Imperial Oil Limited | AMEX:IMO | AMEX | Common Stock |
| Price Change | % Change | Share Price | High Price | Low Price | Open Price | Shares Traded | Last Trade | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| -0.22 | -0.32% | 68.97 | 69.77 | 68.83 | 69.47 | 82,846 | 14:18:25 |
From Mar 2024 to Mar 2025
L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2024
2023
∆
2024
2023
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
1 133
675
+458
2 328
1 923
+405
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,11
1,15
+0,96
4,34
3,29
+1,05
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
462
493
(31)
958
922
+36
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au deuxième trimestre de 1 133 millions de dollars, comparativement à un bénéfice net de 1 195 millions de dollars au premier trimestre de 2024, reflétant une baisse des marges de raffinage et une nette augmentation des activités d’entretien, en partie compensées par une hausse des prix touchés dans le secteur Amont. Les flux de trésorerie trimestriels générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 629 millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 076 millions de dollars au premier trimestre de 2024. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 1 508 millions de dollars, comparativement à 1 521 millions de dollars au premier trimestre de 2024.
« Les résultats du deuxième trimestre de L’Impériale sont étayés par de solides opérations dans l’ensemble de nos secteurs d’activité, notamment la réalisation réussie et en toute sécurité de plusieurs activités d’entretien importantes », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « La majorité des activités d’entretien planifiées étant achevées, nous sommes bien placés pour enregistrer une forte production au second semestre. »
La production du secteur Amont au deuxième trimestre s’est établie en moyenne à 404 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production au deuxième trimestre la plus élevée depuis plus de 30 ans après ajustement au titre de la cession de XTO Energy Canada. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 255 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 181 000 barils), égalant le record de production du deuxième trimestre de cet actif et atteignant une production record au premier semestre. Au cours du trimestre, Kearl a également procédé à ses activités d’entretien annuelles en temps record. À Cold Lake, la production trimestrielle s’est établie en moyenne à 147 000 barils bruts par jour, dont 3 000 barils par jour provenant de la Phase 1 du projet Grand Rapids (PGR1). La production au PGR1, qui a atteint 8 000 barils bruts par jour en juin, continue d’augmenter et devrait atteindre 15 000 barils bruts par jour à plein régime. Ce projet abaisse également les charges décaissées unitaires1 et réduit l’intensité des émissions de gaz à effet de serre par rapport aux procédés existants. Au cours du trimestre, Syncrude a procédé aux activités d’entretien annuelles de son unité de cokéfaction, et la quote-part de la compagnie dans la production trimestrielle s’est établie en moyenne à 66 000 barils bruts par jour.
« La Phase 1 de Grand Rapids est le premier projet SGSIV avec adjonction de solvant dans l’industrie, soulignant l’importance que L’Impériale continue d’accorder à l’utilisation de la technologie pour accroître la production de manière rentable tout en réduisant l’intensité des émissions de gaz à effet de serre », a déclaré M. Corson.
Dans le secteur Aval, des activités d’entretien importantes ont été réalisées avec succès aux raffineries de Strathcona et Sarnia. Le débit trimestriel s’est élevé en moyenne à 387 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 89 pour cent, reflétant de solides opérations et un haut degré de fiabilité, en particulier à la raffinerie de Nanticoke. Les ventes de produits pétroliers se sont élevées en moyenne à 470 000 barils par jour. Tout au long du trimestre, la société a poursuivi les travaux de la plus grande installation de diesel renouvelable au Canada dans sa raffinerie de Strathcona. Une fois achevé, le projet devrait pouvoir produire plus d’un milliard de litres de diesel renouvelable par an.
L’Impériale a distribué 321 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés au deuxième trimestre et a déclaré un dividende de 60 cents par action au troisième trimestre. En juin, L’impériale a renouvelé son programme annuel d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, qui lui permettra de racheter jusqu’à 5 pour cent de ses actions en circulation au cours d’une période de 12 mois.
« Conformément à notre engagement continu de distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires, j’ai le plaisir d’annoncer notre plan d’accélération des rachats d’actions dans le cadre du programme annuel d’offre publique de rachat, l’objectif étant de terminer le programme avant la fin de l’année », a déclaré M. Corson.
Faits saillants du deuxième trimestre
Contexte commercial récent
Au cours du premier semestre de 2024, le prix du pétrole brut est resté relativement stable par rapport au quatrième trimestre de 2023. Le différentiel WTI/WCS canadien s’est encore resserré au deuxième trimestre, principalement en raison de la mise en service d’une capacité pipelinière supplémentaire. Les marges de raffinage ont baissé, l’augmentation de l’offre ayant largement répondu à la demande croissante et les perturbations géopolitiques des flux commerciaux s’étant atténuées.
Résultats d’exploitation Comparaison des deuxièmes trimestres de 2024 et 2023
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
1 133
675
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,11
1,15
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2023
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2024
384
300
280
(180)
15
799
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 14,38 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une hausse des prix et au resserrement du différentiel WTI/WCS. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont augmenté de 10,64 $ le baril, une hausse coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La hausse des volumes est principalement attribuable à une hausse de la productivité du parc de mine et à l’optimisation des activités d’entretien à Kearl, ainsi qu’au calendrier des cycles de production et de vapeur et à la production du projet PGR1 à Cold Lake.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Deuxième trimestre
En dollars canadiens, sauf indication contraire
2024
2023
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)
80,63
73,56
Western Canada Select (en dollars américains le baril)
67,03
58,49
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)
13,60
15,07
Bitume (le baril)
83,02
68,64
Pétrole brut synthétique (le baril)
111,56
100,92
Taux de change moyen (en dollars américains)
0,73
0,74
Production
Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour
2024
2023
Kearl (part de L’Impériale)
181
154
Cold Lake
147
132
Syncrude (a)
66
66
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)
255
217
(a) Au deuxième trimestre de 2024, la production brute de Syncrude comprenait environ 2 milliers de barils de bitume par jour et d’autres produits (2023 – 0 milliers de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion.La hausse de la production au site de Kearl est principalement attribuable à une hausse de la productivité du parc de mine et à l’optimisation des activités d’entretien.
La hausse de la production à Cold Lake est principalement attribuable au calendrier des cycles de production et de vapeur et à la production du projet PGR1.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
250
(90)
134
294
Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des conditions du marché.
Autres : Attribuable essentiellement à une diminution des coûts d’entretien d’environ 140 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire
2024
2023
Débit des raffineries
387
388
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
89
90
Ventes de produits pétroliers
470
475
Le débit des raffineries au deuxième trimestre de 2024 reflète l’impact des activités d’entretien aux raffineries de Sarnia et de Strathcona. Le débit des raffineries au deuxième trimestre de 2023 a reflété l’impact des activités d’entretien à la raffinerie de Strathcona.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
71
(10)
4
65
Comptes non sectoriels et autres
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
(25)
(30)
Situation de trésorerie et sources de financement
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
1 629
885
Activités d’investissement
(456)
(489)
Activités de financement
(329)
(263)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie
844
133
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période
2 020
2 376
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement la hausse des prix obtenus et des volumes dans le secteur Amont et les effets favorables du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une baisse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement :
Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2024
2023
Dividendes versés
321
257
Dividende par action versé (en dollars)
0,60
0,44
Rachats d’actions (a)
—
—
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)
—
—
(a) La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours des deuxièmes trimestres de 2024 et 2023.Le 24 juin 2024, la compagnie a annoncé dans un communiqué de presse qu’elle avait reçu l’approbation finale de la Bourse de Toronto pour une nouvelle offre publique de rachat dans le cours normal des activités et qu’elle poursuivra son programme de rachat d’actions existant. Les actionnaires peuvent obtenir gratuitement une copie du Préavis d’offre publique annuelle de rachat dans le cours normal des activités approuvé par la TSX en contactant la compagnie. Le programme permet à la compagnie d’acheter jusqu’à un maximum de 26 791 840 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin 2024 au 28 juin 2025. Ce nombre maximum d’actions comprend les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. Comme dans le passé, la société Exxon Mobil Corporation a informé la compagnie qu’elle avait l’intention de conserver son pourcentage de participation à environ 69,6 %. Le programme prendra fin lorsque la compagnie aura acheté le nombre maximum d’actions autorisé dans le cadre du programme ou autrement le 28 juin 2025. L’Impériale a l’intention d’accélérer ses rachats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et s’attend à racheter toutes les actions restantes auxquelles elle a droit avant la fin de l’exercice. Les projets de rachat peuvent être modifiés en tout temps sans préavis.
Comparaison des six premiers mois de 2024 et de 2023
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
2 328
1 923
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
4,34
3,29
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2023
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2024
714
630
310
(300)
3
1 357
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 15,76 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une hausse des prix et au resserrement du différentiel WTI/WCS. Les prix touchés sur les ventes de pétrole brut synthétique ont augmenté de 0,37 $ le baril, une hausse principalement due à celle du WTI, qui a été partiellement contrebalancée par le resserrement du différentiel synthétique/WTI.
Volumes : La hausse des volumes est principalement attribuable à une hausse de la productivité du parc de mine et à l’optimisation des activités d’entretien à Kearl, ainsi qu’au calendrier des cycles de production et de vapeur et à la production du projet PGR1 à Cold Lake.
Redevances : L’augmentation des redevances est principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles d’environ 120 millions de dollars, attribuables essentiellement à la baisse des prix de l’énergie, partiellement contrebalancée par la baisse des ventes d’électricité à Cold Lake en raison de la baisse des prix.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Six mois
En dollars canadiens, sauf indication contraire
2024
2023
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)
78,77
74,77
Western Canada Select (en dollars américains le baril)
62,34
54,92
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)
16,43
19,85
Bitume (le baril)
74,70
58,94
Pétrole brut synthétique (le baril)
102,10
101,73
Taux de change moyen (en dollars américains)
0,74
0,74
Production
Six mois
en milliers de barils par jour
2024
2023
Kearl (part de L’Impériale)
189
169
Cold Lake
144
137
Syncrude (a)
70
71
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)
266
238
(a) En 2024, la production brute de Syncrude comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2023 – 1 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.La hausse de la production au site de Kearl est principalement attribuable à une hausse de la productivité du parc de mine et à l’optimisation des activités d’entretien.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
1 120
(280)
85
925
Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des conditions du marché.
Autres : Attribuable essentiellement à une diminution des coûts d’entretien d’environ 150 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
Six mois
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire
2024
2023
Débit des raffineries
397
403
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
92
93
Ventes de produits pétroliers
460
465
Le débit des raffineries en 2024 reflète l’impact des activités d’entretien aux raffineries de Sarnia et de Strathcona. Le débit des raffineries en 2023 reflétait l’impact des activités d’entretien à la raffinerie de Strathcona.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2023
Marges
Autres
2024
124
(10)
8
122
Comptes non sectoriels et autres
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
(76)
(35)
Situation de trésorerie et sources de financement
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
2 705
64
Activités d’investissement
(937)
(903)
Activités de financement
(612)
(534)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie
1 156
(1 373)
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement l’absence d’effets défavorables du fonds de roulement liés en grande partie à une charge d’impôt « de rattrapage » de 2,1 milliards de dollars au cours de l’exercice précédent.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement :
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2024
2023
Dividendes versés
599
523
Dividende par action versé (en dollars)
1,10
0,88
Rachats d’actions (a)
—
—
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)
—
—
(a) La compagnie n’a pas acheté d’actions au cours des six mois se terminant les 30 juin 2023 et 2024.Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les feuilles de route ou les plans futurs liés au captage, au transport et au stockage du carbone, aux biocarburants, à l’hydrogène et à d’autres plans futurs visant à réduire les émissions et l’intensité des émissions de la compagnie, de ses sociétés affiliées et des tiers dépendent des facteurs futurs du marché, tels que les progrès technologiques continus, le soutien politique et l’adoption et l’autorisation de nouvelles règles, et constituent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport mentionnent notamment l’engagement de la compagnie à distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires et aux programmes de rendement pour les actionnaires, y compris les achats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et l’intention d’accélérer les achats afin de terminer le programme avant la fin de l’année; les conséquences et le calendrier de la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, y compris la production prévue, les réductions de coûts et les réductions de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre, ainsi que le calendrier de l’augmentation de la production pour ce projet; le projet de diesel renouvelable Strathcona de la compagnie, y compris le calendrier et la capacité de production prévue; le projet de réaménagement SGSIV Leming de la compagnie, y compris le calendrier et la production prévue; l’importance accordée par la compagnie à l’utilisation de la technologie pour accroître la production de manière rentable tout en réduisant l’intensité des émissions de gaz à effet de serre; le rendement de la compagnie au deuxième semestre; les progrès et les conditions en ce qui concerne le projet de captage et de stockage du carbone de l’Alliance nouvelles voies; et l’incidence du dépôt de distribution de mélange et déchargement de diesel renouvelable de Calgary.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses émises au moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les hypothèses concernant la demande, l’offre et le bouquet énergétiques futurs; les taux, la croissance et la composition de la production de divers actifs; les plans de projet, l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les capacités et l’aptitude de la compagnie à exécuter efficacement ces plans et à exploiter ses actifs, y compris la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, le projet de diesel renouvelable de Strathcona et le projet de réaménagement SGSIV Leming; en ce qui concerne les rendements pour les actionnaires, les hypothèses comme les prévisions de flux de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, la participation des actionnaires majoritaires de la compagnie et les résultats de l’évaluation périodique et continue des autres utilisations des capitaux; l’adoption de nouvelles installations ou technologies relatives à la réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre, y compris notamment, mais sans s’y limiter, le remplacement par des solvants du processus à vapeur à forte intensité d’énergie à Cold Lake, le diesel renouvelable de Strathcona, le captage et le stockage du carbone notamment en lien avec l’hydrogène requis pour le projet de diesel renouvelable, les technologies de récupération et les projets d’efficacité, et tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces projets; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, notamment en ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des émissions; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût des charges d’alimentation obtenues de sources et de cultures locales et la fourniture de diesel renouvelable à la Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les carburants à faibles émissions de carbone; le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à faibles émissions de carbone; l’appui des responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone; la réception des approbations réglementaires en temps opportun, en particulier en ce qui concerne les projets de réduction des émissions à grande échelle; le rendement des tiers fournisseurs de services; le taux d’utilisation de la capacité de raffinage; les lois et les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement aux changements climatiques, aux réductions des émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faibles émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression inflationniste en cours; les dépenses en capital et liées à l’environnement; la génération de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, comme les dividendes et les rendements pour les actionnaires, y compris les échéanciers et les montants de rachat d’actions; ainsi que les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les mesures prises par les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement et les prix et la survenance de guerres; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois fiscales; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux infrastructures de la compagnie et des fournisseurs de services; la disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour les nouvelles technologies qui aideront la compagnie à atteindre ses objectifs de réduction des émissions; l’échec, le retard ou l’incertitude concernant la politique de soutien et le développement du marché pour l’adoption de technologies énergétiques émergentes à faibles émissions et d’autres technologies favorables aux réductions d’émissions; la réglementation environnementale, dont les règlements concernant les changements climatiques et les gaz à effet de serre, et les changements à ces règlements; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; l’efficacité de la gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre; les dangers et risques opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité; les taux de change; la conjoncture économique générale, y compris l’inflation et les récessions ou les ralentissements économiques et leur durée; ainsi que d’autres facteurs abordés dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les résultats d’exploitation de L’Impériale Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K.
Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à L’Impériale. Les résultats réels de L’Impériale pourraient différer considérablement des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et les aspirations de L’Impériale en matière environnementale, sociale et de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont importants pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos documents déposés auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et prospectifs en matière environnementale, sociale et de durabilité peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui sont susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption de nouvelles règles. Les projets ou débouchés individuels peuvent progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment la disponibilité d’une politique de soutien, la technologie permettant une réduction rentable, le processus de planification de la compagnie et l’alignement avec nos partenaires et autres parties prenantes.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de L’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Annexe I
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2024
2023
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus
13 383
11 819
25 666
23 940
Total des dépenses
11 894
10 935
22 605
21 411
Bénéfice (perte) avant impôts
1 489
884
3 061
2 529
Impôts sur le bénéfice
356
209
733
606
Bénéfice (perte) net
1 133
675
2 328
1 923
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)
2,11
1,16
4,34
3,29
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,11
1,15
4,34
3,29
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts
1
10
3
18
Total de l’actif au 30 juin
44 135
42 126
Total de la dette au 30 juin
4 119
4 144
Capitaux propres au 30 juin
23 936
23 828
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total
322
292
643
549
Par action ordinaire (en dollars)
0,60
0,50
1,20
0,94
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 30 juin
535,8
584,2
Moyenne – compte tenu d’une dilution
537,0
585,3
537,0
585,3
Annexe II
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période
2 020
2 376
2 020
2 376
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 133
675
2 328
1 923
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement
456
453
946
943
(Gain) perte à la vente d’actifs
(1)
(13)
(3)
(22)
Charges d’impôts futurs et autres
(75)
(15)
(239)
(71)
Variations de l’actif et du passif d’exploitation
121
(251)
(324)
(2 626)
Autres postes – montant net
(5)
36
(3)
(83)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
1 629
885
2 705
64
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(461)
(499)
(958)
(928)
Produits de la vente d’actifs
3
9
7
23
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net
2
1
14
2
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
(456)
(489)
(937)
(903)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement
(329)
(263)
(612)
(534)
Annexe III
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont
799
384
1 357
714
Secteur Aval
294
250
925
1 120
Produits chimiques
65
71
122
124
Comptes non sectoriels et autres
(25)
(30)
(76)
(35)
Bénéfice (perte) net
1 133
675
2 328
1 923
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 552
3 590
8 720
7 290
Secteur Aval
14 634
12 735
28 273
26 217
Produits chimiques
418
437
837
870
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
(6 221)
(4 943)
(12 164)
(10 437)
Produits et autres revenus
13 383
11 819
25 666
23 940
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont
1 900
1 432
3 713
2 975
Secteur Aval
12 944
11 133
24 535
22 329
Produits chimiques
256
263
516
537
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
(6 244)
(4 972)
(12 202)
(10 507)
Achats de pétrole brut et de produits
8 856
7 856
16 562
15 334
Production et fabrication
Secteur Amont
1 203
1 256
2 391
2 543
Secteur Aval
435
475
856
886
Produits chimiques
48
54
101
112
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
3
—
5
—
Production et fabrication
1 689
1 785
3 353
3 541
Frais de vente et frais généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
171
160
333
317
Produits chimiques
23
22
49
48
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
27
24
85
27
Frais de vente et frais généraux
221
206
467
392
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont
267
303
557
624
Secteur Aval
149
152
302
226
Produits chimiques
3
5
8
9
Comptes non sectoriels et autres
43
33
91
63
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
462
493
958
922
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus
1
1
2
2
Annexe IV
Données d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
2024
2023
2024
2023
Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl
181
154
189
169
Cold Lake147
132
144
137
Syncrude (a)66
66
70
71
Classique5
5
5
5
Total de la production de pétrole brut399
357
408
382
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
30
35
30
36
Production brute d’équivalent pétrole (b)
404
363
413
388
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl
167
144
175
157
Cold Lake109
105
109
112
Syncrude (a)54
61
57
65
Classique5
5
5
5
Total de la production de pétrole brut335
315
346
339
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
29
32
30
36
Production nette d’équivalent pétrole (b)
340
320
351
345
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
249
211
263
236
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)196
174
193
182
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)
83,02
68,64
74,70
58,94
Pétrole brut synthétique (le baril)111,56
100,92
102,10
101,73
Pétrole brut classique (le baril)64,55
64,33
58,59
64,65
Gaz naturel (le millier de pieds cubes)0,77
2,36
0,49
2,73
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)
387
388
397
403
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)89
90
92
93
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence
227
231
221
222
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur174
176
172
180
Huiles lubrifiantes et autres produits44
42
43
42
Mazout lourd25
26
24
21
Ventes nettes de produits pétroliers470
475
460
465
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)219
220
434
438
(a)
La production brute et nette de Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)
2
—
1
1
Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)
2
—
1
1
(b)
Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (a)
en millions de dollars canadiens
dollars canadiens
2020
Premier trimestre
(188)
(0,25)
Deuxième trimestre
(526)
(0,72)
Troisième trimestre
3
—
Quatrième trimestre
(1 146)
(1,56)
Exercice
(1 857)
(2,53)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
Troisième trimestre
2 031
3,24
Quatrième trimestre
1 727
2,86
Exercice
7 340
11,44
2023
Premier trimestre
1 248
2,13
Deuxième trimestre
675
1,15
Troisième trimestre
1 601
2,76
Quatrième trimestre
1 365
2,47
Exercice
4 889
8,49
2024
Premier trimestre
1 195
2,23
Deuxième trimestre
1 133
2,11
Exercice
2 328
4,34
(a) Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis. Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction croit qu’il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
1 629
885
2 705
64
Moins les variations du fonds de roulement
Variations de l’actif et du passif d’exploitation
121
(251)
(324)
(2 626)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 508
1 136
3 029
2 690
Flux de trésorerie disponible
Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond aux flux de trésorerie issus des activités d’exploitation, moins les ajouts aux immobilisations corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le produit de la vente d’actifs. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des investissements dans l’entreprise.
Rapprochement du flux de trésorerie disponible
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
1 629
885
2 705
64
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(461)
(499)
(958)
(928)
Produits de la vente d’actifs
3
9
7
23
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net
2
1
14
2
Flux de trésorerie disponible
1 173
396
1 768
(839)
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice total de la compagnie d’au moins 100 millions de dollars au cours d’un trimestre donné. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un élément identifié pour un secteur individuel dans un trimestre donné peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque l’élément touche plusieurs secteurs ou plusieurs périodes. Le « Bénéfice (perte) net » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction utilise ces chiffres pour améliorer la comparabilité des activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et retirant les événements non opérationnels importants des résultats commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte) net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier. Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.
Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Il n’y a pas eu d’éléments identifiés au deuxième trimestre ou en cumul annuel pour 2024 et 2023.
Charges d’exploitation décaissées (charges décaissées)
Les charges d’exploitation décaissées sont une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au total des dépenses, déduction faite des achats de pétrole brut et de produits, des taxes d’accise fédérales et des frais de carburant, du financement, et des coûts de type hors trésorerie dont la dépréciation et l’épuisement, ainsi que la retraite non liée aux services et les avantages postérieurs au départ à la retraite. Les composants des charges d’exploitation décaissées comprennent ce qui suit : « Production et fabrication », « Frais de vente et frais généraux », et « Exploration », dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés à l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des charges d’exploitation décaissées et ne représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Le « Total des dépenses » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.
Rapprochement des charges d’exploitation décaissées
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Total des dépenses
11 894
10 935
22 605
21 411
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
8 856
7 856
16 562
15 334
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant
656
598
1 247
1 127
Dépréciation et épuisement
456
453
946
943
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite
1
20
2
40
Financement
14
16
26
32
Charges d’exploitation décaissées
1 911
1 992
3 822
3 935
Composants des charges d’exploitation décaissées
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 689
1 785
3 353
3 541
Frais de vente et frais généraux
221
206
467
392
Exploration
1
1
2
2
Charges d’exploitation décaissées
1 911
1 992
3 822
3 935
Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2024
2023
2024
2023
Secteur Amont
1 204
1 257
2 393
2 545
Secteur Aval
606
635
1 189
1 203
Produits chimiques
71
76
150
160
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
30
24
90
27
Charges d’exploitation décaissées
1 911
1 992
3 822
3 935
Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires)
Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculées en divisant les charges d’exploitation décaissées par la production brute totale d’équivalent pétrole et sont calculées pour le segment Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les charges d’exploitation décaissées, une mesure financière non conforme aux PCGR, sont indiquées et rapprochées ci-dessus. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur Amont. Les charges d’exploitation décaissées unitaires, comme utilisées par la direction, ne correspondent pas directement à la définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
Deuxième trimestre
2024
2023
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 203
499
262
400
1 256
526
282
412
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
1
—
—
—
1
—
—
—
Charges d’exploitation décaissées
1 204
499
262
400
1 257
526
282
412
Production brute d’équivalent pétrole
404
181
147
66
363
154
132
66
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
32,75
30,30
19,59
66,60
38,05
37,53
23,48
68,60
USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre
23,91
22,12
14,30
48,62
28,16
27,77
17,38
50,76
2024 0,73 dollar américain; 2023 0,74 dollar américain
Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
Six mois
2024
2023
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
2 391
997
571
742
2 543
1 084
584
811
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
2
—
—
—
2
—
—
—
Charges d’exploitation décaissées
2 393
997
571
742
2 545
1 084
584
811
Production brute d’équivalent pétrole
413
189
144
70
388
169
137
71
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
31,84
28,98
21,79
58,24
36,24
35,44
23,55
63,11
USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel
23,56
21,45
16,12
43,10
26,82
26,23
17,43
46,70
2024 0,74 dollar américain; 2023 0,74 dollar américain
(a) Le secteur Amont comprend la part de L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres._____________________________________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Après plus d’un siècle d’existence, L’Impériale demeure un acteur majeur dans la promotion de la technologie et de l’innovation visant à mettre en valeur les ressources énergétiques du Canada de façon responsable. En tant que premier raffineur de pétrole au Canada, producteur de pétrole brut et de produits pétrochimiques de premier plan et principal distributeur de carburants à l’échelle nationale, notre entreprise s’engage à maintenir des normes élevées dans tous ses domaines d’activité.
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