- Bénéfice net trimestriel de 1 365 millions de dollars
- Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 311
millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation hors le fonds de roulement1 de 1 799 millions de
dollars
- Production du secteur Amont de 452 000 barils d’équivalent
pétrole brut par jour, la plus élevée depuis plus de 30 ans après
ajustement au titre de la cession de XTO Energy Canada.
- Production trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée à
Kearl, avec une production brute totale de 308 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se
chiffrant à 218 000 barils)
- Mise en service de l’injection de vapeur du projet Grand Rapids
à Cold Lake, premier déploiement dans l’industrie de la technologie
de séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV)
avec adjonction de solvant
- Solides résultats opérationnels du secteur Aval, avec un taux
d’utilisation de la capacité des raffineries de 94 %, suivant la
réalisation des plus importantes activités d’entretien planifiées
dans l’histoire du site de Sarnia
- Distribution de plus de 2,7 milliards de dollars aux
actionnaires au quatrième trimestre, dont l’importante d’offre
publique de rachat réalisée par la société
- Dividende trimestriel en hausse de 20 pour cent, passant de 50
cents à 60 cents par action
- Publication du Rapport annuel sur la durabilité de l’entreprise
décrivant les domaines d’action prioritaires et les progrès de
l’entreprise dans le domaine de la durabilité
L’Impériale (TSE : IMO, NYSE American : IMO) :
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
∆I
2023
2022
∆I
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 365
1 727
(362)
4 889
7 340
(2 451)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,47
2,86
(0,39)
8,49
11,44
(2,95)
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
469
488
(19)
1 778
1 490
+288
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au quatrième
trimestre de 1 365 millions de dollars et des flux de trésorerie
liés aux activités d’exploitation de 1 311 millions de dollars,
comparativement à un bénéfice net de 1 601 millions de dollars et à
des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 2 359
millions de dollars au troisième trimestre de 2023. Les flux de
trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du
fonds de roulement1, se sont élevés à 1 799 millions de dollars,
comparativement à 1 946 millions de dollars au troisième trimestre.
Les résultats au quatrième trimestre reflètent un solide rendement
d’exploitation, qui a été plus que contrebalancé par le
fléchissement des prix des matières premières. Le bénéfice net
estimé pour l’exercice était de 4 889 millions de dollars, avec des
flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 3 734
millions de dollars. Les flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont
élevés à 6 435 millions de dollars.
« Nos excellents résultats financiers de 2023 ont été étayés par
un solide rendement d’exploitation dans toutes nos activités,
illustré par une production record et des réductions substantielles
des coûts unitaires à Kearl », a déclaré Brad Corson, président du
conseil d’administration, président et chef de la direction. « Tout
au long de l’année, nous avons également réalisé des progrès
significatifs en matière d’investissements stratégiques qui
contribueront à réduire les émissions et à créer de la valeur pour
nos actionnaires, notamment l’agrandissement du projet Grand Rapids
à Cold Lake et l’installation de diesel renouvelable dans notre
raffinerie de Strathcona. »
_____________________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
La production du secteur Amont au quatrième trimestre s’est
établie en moyenne à 452 000 barils d’équivalent pétrole brut par
jour, la production trimestrielle la plus élevée depuis plus de 30
ans après ajustement au titre de de la cession de XTO Energy
Canada, portant la production pour l’ensemble de l’année à 413 000
barils d’équivalent pétrole brut par jour. À Kearl, la production
trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 308 000
barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 218 000
barils), soit la production trimestrielle la plus élevée de
l’histoire de l’actif. Le site de Kearl a également enregistré la
production annuelle la plus élevée de son histoire, soit 270 000
barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale
se chiffrant à 191 000 barils).
Dans les autres actifs du secteur Amont, la production
trimestrielle brute à Cold Lake s’est établie en moyenne à 139 000
barils par jour, portant la production annuelle à 135 000 barils
par jour. En décembre, la société a commencé l’injection de vapeur
à la phase 1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, marquant ainsi le
démarrage réussi de ce qui sera le tout premier projet de
séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur (SGSIV) avec
adjonction de solvant de l’industrie. Le projet devrait permettre
de produire 15 000 barils bruts par jour à plein régime et de
réduire l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de 40 %
par rapport aux procédés à la vapeur existants. La phase initiale
d’injection de vapeur devrait durer jusqu’à la fin du premier
trimestre 2024, la production augmentant au cours des mois
suivants. À Syncrude, la production trimestrielle a augmenté à 85
000 barils bruts par jour après l’achèvement des activités
d’entretien planifiées au troisième trimestre de 2023, portant la
production pour l’ensemble de l’année à 76 000 barils par jour.
Dans le secteur Aval, le débit trimestriel moyen des raffineries
s’est établi en moyenne à 407 000 barils par jour, avec un taux
d’utilisation de la capacité des raffineries de 94 %, suivant la
réalisation des plus importantes activités d’entretien planifiées
dans l’histoire du site de Sarnia, qui ont été effectuées en
octobre dans les limites du budget et en avance sur le calendrier.
Le débit des raffineries pour l’ensemble de l’année s’est, lui
aussi, élevé en moyenne à 407 000 barils par jour, avec un taux
d’utilisation des capacités de production de 94 pour cent,
établissant plusieurs records de production annuels dans l’ensemble
des raffineries de la société. Les ventes de produits pétroliers
étaient en moyenne de 476 000 barils par jour, portant les ventes
annuelles moyennes à 471 000 barils par jour. Les travaux sur le
site de production de diesel renouvelable de Strathcona continuent
de progresser, la construction des réservoirs en surface étant en
voie d’achèvement. Le projet est toujours d’actualité et la
production de diesel renouvelable devrait commencer en 2025.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué aux actionnaires
2 746 millions de dollars sous la forme de dividendes versés, de
rachats d’actions accélérés dans le cadre de son programme d’offre
publique de rachat dans le cours normal des activités et de
l’importante offre publique de rachat de 1,5 milliard de dollars
exécutée par la société en décembre.
« Tout au long de l’année 2023, L’Impériale a distribué plus de
4,9 milliards de dollars aux actionnaires grâce à ses dividendes
fiables et croissants, et à ses programmes de rachat d’actions à la
pointe de l’industrie », a déclaré M. Corson. « Nous restons
confiants dans la capacité de notre société à générer un solide
flux de trésorerie disponible1 dans un large éventail de conditions
commerciales et j’ai le plaisir d’annoncer une augmentation de 20
pour cent de notre dividende trimestriel. »
En novembre, L’Impériale a publié son rapport annuel sur la
durabilité, qui met en évidence les progrès réalisés dans les
domaines d’action prioritaires de la société touchant la
durabilité, y compris l’objectif de zéro émission nette à l’échelle
de la société annoncé précédemment grâce à une collaboration avec
le gouvernement et d’autres partenaires de l’industrie. «
L’Impériale s’est engagée à promouvoir l’innovation et les
partenariats stratégiques pour aider à relever l’important défi que
représente la fourniture d’énergie aux Canadiens de manière
abordable, sûre et durable », a déclaré M. Corson.
_____________________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Faits saillants du quatrième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 365 millions de dollars,
soit 2,47 dollars par action sur une base diluée,
comparativement à 1 727 millions de dollars ou 2,86 dollars par
action au quatrième trimestre de 2022, principalement attribuable à
la baisse des prix des matières premières.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 1 311 millions de dollars, comparativement à 2
797 millions de dollars au quatrième trimestre de 2022. Les flux de
trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de
roulement1, se sont élevés à 1 799 millions de dollars,
comparativement à 2 452 millions de dollars pour la même période en
2022.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 469 millions de dollars, comparativement à 488
millions de dollars au quatrième trimestre de 2022.
- La société a distribué 2 746 millions de dollars aux
actionnaires au quatrième trimestre de 2023, dont 288 millions
de dollars en dividendes payés et 958 millions de dollars en
rachats de parts, dont 1,5 milliard de dollars provenant de
l’importante d’offre publique de rachat réalisée par la société en
décembre.
- La production s’est établie en moyenne à 452 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, la production trimestrielle
la plus élevée depuis plus de 30 ans après ajustement au titre de
de la cession de XTO Energy Canada, en hausse par rapport aux 441
000 barils d’équivalent pétrole brut par jour au cours de la même
période en 2022.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 308 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 218 000 barils), soit la production
trimestrielle la plus élevée de l’histoire de l’actif et en hausse
par rapport à 284 000 barils par jour (la part de L’Impériale se
chiffrant à 201 000 barils) au quatrième trimestre de 2022. La
hausse de la production est principalement attribuable à
l’amélioration de la fiabilité, à l’augmentation de la capacité de
l’usine et à la productivité accrue de l’équipement minier.
- La production brute totale de bitume au site de Cold Lake
s’est établie en moyenne à 139 000 barils par jour contre 141
000 barils par jour au quatrième trimestre de 2022.
- Lancement réussi de l’injection de vapeur au projet de Grand
Rapids Phase 1 à Cold Lake (PGR1). La phase initiale
d’injection de vapeur devrait durer jusqu’à la fin du premier
trimestre 2024, la production augmentant au cours des mois
suivants. Le PGR1 sera le premier projet de SGSIV dans l’industrie.
Il devrait permettre de produire 15 000 barils bruts par jour à
plein régime tout en réduisant l’intensité des émissions de gaz à
effet de serre de 40 % par rapport à la technologie existante de
simulation cyclique par la vapeur d’eau.
- La quote-part de la société dans la production brute de
Syncrude s’est établie en moyenne à 85 000 barils par jour,
comparativement à 87 000 barils par jour au quatrième trimestre de
2022.
- Le débit moyen des raffineries a été de 407 000 barils par
jour, comparativement à 433 000 barils par jour au quatrième
trimestre de 2022. L’utilisation de la capacité de raffinage était
de 94 pour cent, comparativement à 101 pour cent au quatrième
trimestre de 2022. Les résultats du quatrième trimestre 2023
reflètent l’incidence des activités d’entretien planifiées à
Sarnia, les plus importantes dans l’histoire du site, qui ont été
achevées en octobre dans les limites du budget et en avance sur le
calendrier.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 476 000 barils
par jour, comparativement à 487 000 barils par jour au
quatrième trimestre de 2022.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 17
millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 41
millions de dollars au quatrième trimestre de 2022. La baisse du
bénéfice net est principalement attribuable à l’incidence des
activités d’entretien planifiées.
- Publication du rapport annuel sur la durabilité, qui décrit
les progrès réalisés par l’entreprise dans les domaines d’action
prioritaires touchant à la durabilité, et complète le rapport
annuel Avancement de solutions climatiques publié au troisième
trimestre 2023.
_____________________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Contexte commercial récent
Les marchés de l’énergie ont commencé à se normaliser en 2023,
après avoir culminé en 2022. Alors que la demande de
liquides a atteint un niveau record en 2023, l’offre a continué de
croître. Au cours du premier semestre de 2023, le prix du pétrole
brut a baissé, sous l’effet de niveaux de stocks plus élevés. Au
second semestre, les prix du pétrole brut ont augmenté sous l’effet
de la forte demande, des niveaux de stocks serrés et des mesures
prises par les producteurs de pétrole de l’OPEP+ pour limiter
l’offre. En outre, le différentiel WTI/WCS canadien a commencé à
faiblir au quatrième trimestre, mais est demeuré au même niveau
qu’en 2022 sur une base annuelle. Tout au long de 2023, la forte
demande d’essence et de distillat, conjuguée à la faiblesse des
stocks, a maintenu des marges de raffinage élevées, mais
inférieures au niveau de 2022 sur une base annuelle. Au quatrième
trimestre, les marges de raffinage ont chuté en raison de
l’augmentation des stocks et de la baisse de la demande
saisonnière.
Résultats d’exploitation
Comparaison des quatrièmes trimestres de 2023 et 2022
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 365
1 727
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,47
2,86
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Prix
Volumes
Redevance
Autres
2023
531
30
50
20
139
770
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de
4,20 $ le baril. La hausse des prix obtenus pour le bitume était
principalement due au resserrement du différentiel WTI/WCS,
partiellement contrebalancée par la baisse des prix du marché. Les
prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont diminué de 9,85 $
le baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La hausse des volumes est principalement attribuable à
l’amélioration de la fiabilité, à l’augmentation de la capacité de
l’usine et à la productivité de l’équipement minier au site de
Kearl.
Autres : Comprend des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 160 millions de dollars, attribuables essentiellement à
la baisse des prix de l’énergie.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Quatrième trimestre
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2023
2022
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
78,54
82,58
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
56,80
57,00
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
21,74
25,58
Bitume (le baril)
64,05
59,85
Pétrole brut synthétique (le baril)
105,37
115,22
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,73
0,74
Production
Quatrième trimestre
en milliers de barils par jour
2023
2022
Kearl (part de l’Impériale)
218
201
Cold Lake
139
141
Syncrude (a)
85
87
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
308
284
(a) Au quatrième trimestre de 2023, la
production brute de Syncrude comprenait environ 1 millier de barils
de bitume par jour et d’autres produits (2022 – 2 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 l’augmentation de la capacité de l’usine et de la
productivité de l’équipement minier.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
1 188
(540)
(53)
595
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Quatrième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2023
2022
Débit des raffineries
407
433
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
94
101
Ventes de produits pétroliers
476
487
La diminution du débit des raffineries au quatrième trimestre de
2023 reflète l’impact des activités d’entretien planifiées à la
raffinerie de Sarnia.
La baisse des ventes de produits pétroliers au quatrième
trimestre de 2023 est principalement attribuable à la diminution du
volume des ventes en gros.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
41
(10)
(14)
17
Comptes non sectoriels et autres
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(17)
(33)
Situation de trésorerie et sources de financement
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
1 311
2 797
Activités d’investissement
(411)
(473)
Activités de financement
(2 752)
(2 151)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
(1 852)
173
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
864
3 749
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement les effets défavorables du fonds de
roulement et la baisse des marges du secteur Aval.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement la hausse du produit de la vente
d’actifs.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Dividendes versés
288
211
Dividende par action versé (en
dollars)
0,50
0,34
Rachats d’actions (a)
2 458
1 934
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
30,8
27,3
(a) Les rachats d’actions sont effectués
dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités de la compagnie. Des offres publiques de
rachat importantes ont été lancées et ont été en vigueur du 4
novembre au 9 décembre 2022 et du 3 novembre au 8 décembre 2023.
Cela comprend le rachat d’actions à Exxon Mobil Corporation, une
opération réalisée concurremment, mais hors de l’offre publique de
rachat dans le cours normal des activités, et par dépôt
proportionnel dans le cadre de l’importante offre publique de
rachat de la compagnie.
La compagnie a terminé son programme d’offre publique de rachat
dans le cours normal des activités le 19 octobre 2023.
Le 3 novembre 2023, la compagnie a lancé une importante offre
publique de rachat dans le cadre de laquelle elle a offert de
racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 1,5 milliards de dollars
de ses actions ordinaires par adjudication à la hollandaise
modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre
publique de rachat est venue à échéance, le 13 décembre 2023, la
compagnie a souscrit et acheté 19 108 280 actions ordinaires à un
prix de 78,50 $ par action, ce qui représente un achat global de
1,5 milliard de dollars et 3,4 % des actions émises et en
circulation de l’Impériale à la clôture des activités le 30 octobre
2023. Cela comprend les 13 299 349 actions rachetées à Exxon Mobil
Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir
son pourcentage de participation à environ 69,6 %.
Comparaison entre les exercices 2023 et 2022
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
4 889
7 340
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
8,49
11,44
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés1
4 889
7 132
Les résultats de l’exercice précédent comprennent les éléments
favorables identifiés1 de 208 millions de dollars liés au gain de
la société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Prix
Volumes
Redevance
Éléments Identifiés¹
Autres
2023
3 645
(2 340)
(70)
690
(208)
795
2 512
Prix : La baisse des prix obtenus pour le bitume est
principalement due à la baisse des prix du marché. Les prix moyens
obtenus pour le bitume ont diminué de 17,25 $ le baril, une baisse
coïncidant généralement avec celle du WCS, et les prix touchés sur
les ventes de pétrole brut synthétique ont chuté de 19,89 $ le
baril, une baisse coïncidant généralement avec celle du WTI.
Volumes : La baisse des volumes est principalement attribuable
au calendrier du cycle de vapeur à Cold Lake et à l’absence de
production de XTO Energy Canada, partiellement compensée par
l’amélioration de la fiabilité, de la capacité de l’usine et de la
productivité de l’équipement minier au site de Kearl.
Redevances : La baisse des redevances était principalement
attribuable au fléchissement des prix des matières premières.
Éléments identifiés1 : Les résultats de l’année précédente
comprennent les éléments favorables identifiés1 liés au gain de la
société sur la vente des intérêts dans XTO Energy Canada.
Autres : Comprend des effets de change favorables d’environ 380
millions de dollars et des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 380 millions de dollars, attribuables essentiellement à
la baisse des prix de l’énergie.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Douze mois
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2023
2022
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
77,60
94,36
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
58,97
76,28
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
18,63
18,08
Bitume (le baril)
67,42
84,67
Pétrole brut synthétique (le baril)
105,57
125,46
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,74
0,77
_____________________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Production
Douze mois
en milliers de barils par jour
2023
2022
Kearl (part de l’Impériale)
191
172
Cold Lake
135
144
Syncrude (a)
76
77
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
270
242
(a) En 2023, la production brute de
Syncrude comprenait environ 1 millier de barils de bitume par jour
et d’autres produits (2022 – 3 milliers 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 l’augmentation de la capacité de l’usine et de la
productivité de l’équipement minier.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
3 622
(1 300)
(21)
2 301
Marges : La baisse des marges reflète principalement la
faiblesse des conditions du marché.
Autres : Effets plus élevés des activités d’entretien d’environ
340 millions de dollars, associés aux activités d’entretien
planifiées aux raffineries de Strathcona et Sarnia, lesquels ont
été partiellement compensés par des effets de change favorables
d’environ 210 millions de dollars, des volumes accrus d’environ 50
millions de dollars, et des frais d’exploitation plus faibles
d’environ 50 millions de dollars, attribuables essentiellement à la
baisse des prix de l’énergie.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de
produits pétroliers
Douze mois
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2023
2022
Débit des raffineries
407
418
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
94
98
Ventes de produits pétroliers
471
475
La baisse du débit des raffineries en 2023 reflète l’impact des
activités d’entretien planifiées aux raffineries de Strathcona et
Sarnia.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte)
net en millions de dollars canadiens
2022
Marges
Autres
2023
204
(30)
(10)
164
Comptes non sectoriels et autres
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(88)
(131)
Situation de trésorerie et sources de financement
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
3 734
10 482
Activités d’investissement
(1 694)
(618)
Activités de financement
(4 925)
(8 268)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
(2 885)
1 596
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement les effets défavorables du fonds de
roulement, y compris une charge d’impôt « de rattrapage » de 2,1
milliards de dollars ainsi que la baisse des prix obtenus dans le
secteur Amont et les marges du secteur Aval.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
reflètent principalement l’absence de produit de la vente des
intérêts dans XTO Energy Canada et la hausse des ajouts aux
immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement
reflètent principalement :
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
Dividendes versés
1 103
851
Dividende par action versé (en
dollars)
1,88
1,29
Rachats d’actions (a)
3 800
6 395
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
48,3
93,9
(a) Les rachats d’actions sont effectués
dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités de la compagnie. Des offres publiques de
rachat importantes ont été lancées et ont été en vigueur du 6 mai
au 10 juin 2022, du 4 novembre au 9 décembre 2022 et du 3 novembre
au 8 décembre 2023. Cela comprend le rachat d’actions à Exxon Mobil
Corporation, une opération réalisée concurremment, mais hors de
l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et
par dépôt proportionnel dans le cadre de l’importante offre
publique de rachat de la compagnie.
Le 27 juin 2023, la société a annoncé 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 d’achat d’actions existant. Le
programme a permis à la société d’acheter jusqu’à un maximum de 29
207 635 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin
2023 au 28 juin 2024. Le programme a pris fin le 19 octobre 2023,
la société ayant acheté le nombre maximum d’actions autorisé dans
le cadre du programme.
Le 3 novembre 2023, la compagnie a lancé une importante offre
publique de rachat dans le cadre de laquelle elle a offert de
racheter, à des fins d’annulation, jusqu’à 1,5 milliards de dollars
de ses actions ordinaires par adjudication à la hollandaise
modifiée et dépôt proportionnel. Lorsque cette importante offre
publique de rachat est venue à échéance, le 13 décembre 2023, la
compagnie a souscrit et acheté 19 108 280 actions ordinaires à un
prix de 78,50 $ par action, ce qui représente un achat global de
1,5 milliard de dollars et 3,4 % des actions émises et en
circulation de l’Impériale à la clôture des activités le 30 octobre
2023. Cela comprend les 13 299 349 actions rachetées à Exxon Mobil
Corporation par dépôt proportionnel afin qu’elle puisse maintenir
son pourcentage de participation à environ 69,6 %.
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
plans futurs de réduction des émissions en vue d’atteindre la
carboneutralité dépendent de facteurs liés au marché futur tels que
les progrès technologiques et l’appui en matière de politiques, et
représentent 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
comprennent notamment les conséquences et le calendrier de la phase
1 du projet Grand Rapids à Cold Lake, y compris la production
prévue et les réductions de l’intensité des émissions de gaz à
effet de serre, ainsi que le calendrier de l’injection de vapeur et
de l’augmentation de la production pour ce projet; le projet de
diesel renouvelable Strathcona de l’entreprise, y compris le
calendrier, la production prévue et la réduction des émissions de
gaz à effet de serre; d’autres références aux investissements
stratégiques de la société contribuant à réduire les émissions et à
créer de la valeur pour les actionnaires; des références à la
promotion de l’innovation et des partenariats stratégiques pour
aider à fournir de l’énergie d’une manière abordable, sûre et
durable; et la capacité de la société à générer des flux de
trésorerie disponibles1.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles
de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses
émises au moment de la déclaration. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la croissance de la demande et la source,
l’offre et le bouquet énergétiques; les taux, la croissance et la
composition de la production de divers actifs; les plans de projet,
l’échéancier, les coûts, les évaluations techniques et les
capacités et l’aptitude de la société à exécuter efficacement ces
plans et à exploiter ses actifs, y compris le projet de Grand
Rapids Phase 1 à Cold Lake et le complexe de production de diesel
renouvelable de Strathcona; en ce qui concerne les rendements pour
les actionnaires et la génération de flux de trésorerie disponible,
les hypothèses comme les prévisions de flux de trésorerie, les
sources de financement et la structure du capital; 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 diesel renouvelable de
Strathcona, le captage et le stockage du carbone notamment en lien
avec l’hydrogène requis pour le projet de diesel renouvelable, et
tout changement dans la portée, les modalités et les coûts de ces
projets; 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 voulu; le
rendement des tiers fournisseurs de services; le taux d’utilisation
de la capacité de raffinage; les lois applicables 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; 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; 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
société à atteindre ses objectifs de réduction des émissions; les
résultats des programmes de recherche et des nouvelles
technologies, ainsi que la capacité de porter les nouvelles
technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la
compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres
technologies de réduction des émissions; l’absence, le retard ou
l’incertitude quant au soutien par les gouvernements et les
responsables des politiques pour l’adoption de nouvelles
technologies de réduction des émissions; les événements politiques
ou réglementaires, y compris les changements législatifs ou les
modifications des politiques gouvernementales, la réglementation
environnementale, dont la réglementation portant sur les
changements climatiques, les émissions de gaz à effet de serre et
les carburants à faibles émissions de carbone; 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 risques et dangers
opérationnels; les incidents liés à la cybersécurité, y compris la
hausse du télétravail; les taux de change; la conjoncture
économique générale; ainsi que d’autres facteurs abordés dans les
facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport
de gestion sur la situation financière et les résultats
d’exploitation de la Société Pétrolière Impériale Limitée du plus
récent rapport annuel sur le formulaire 10-K et des rapports
provisoires ultérieurs.
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 et 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 des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf
si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres déclarations concernant les
initiatives et les aspirations environnementales, sociales et en
matière de durabilité de L’Impériale ne sont pas une indication que
ces énoncés sont forcément importants pour les investisseurs ou
qu’ils doivent être communiqués dans les documents de la compagnie
déposés auprès des autorités de réglementation. De plus, les
énoncés environnementaux, sociaux et en matière de durabilité
historiques, actuels et prospectifs peuvent être basés sur des
normes de mesure des progrès qui sont encore en voie de
développement, sur des contrôles et des processus internes qui
continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui pourraient changer
dans l’avenir, y compris l’élaboration d’un nouveau règlement. 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.
______________________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR.
Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI.
Annexe I
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2023
2022
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
13 109
14 453
50 969
59 670
Total des dépenses
11 369
12 174
44 600
50 186
Bénéfice (perte) avant impôts
1 740
2 279
6 369
9 484
Impôts sur le bénéfice
375
552
1 480
2 144
Bénéfice (perte) net
1 365
1 727
4 889
7 340
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
2,47
2,87
8,51
11,47
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,47
2,86
8,49
11,44
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
47
—
63
241
Total de l’actif au 31 décembre
41 199
43 524
Total de la dette au 31 décembre
4 132
4 155
Capitaux propres au 31 décembre
22 222
22 413
Capital utilisé au 31 décembre
26 375
26 593
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
278
266
1 115
932
Par action ordinaire (en dollars)
0,50
0,44
1,94
1,46
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 31 décembre
535,8
584,2
Moyenne – compte tenu d’une dilution
553,7
603,0
575,9
641,5
Annexe II
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
864
3 749
864
3 749
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 365
1 727
4 889
7 340
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
489
465
1 907
1 897
(Gain) perte à la vente d’actifs
(54)
(3)
(73)
(158)
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
154
281
(85)
(77)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(488)
345
(2 701)
1 485
Autres postes – montant net
(155)
(18)
(203)
(5)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 311
2 797
3 734
10 482
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(470)
(492)
(1 785)
(1 526)
Produits de la vente d’actifs
57
18
86
904
Placements supplémentaires
—
—
—
(6)
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
2
1
5
10
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(411)
(473)
(1 694)
(618)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(2 752)
(2 151)
(4 925)
(8 268)
Annexe III
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
770
531
2 512
3 645
Secteur Aval
595
1 188
2 301
3 622
Produits chimiques
17
41
164
204
Comptes non sectoriels et autres
(17)
(33)
(88)
(131)
Bénéfice (perte) net
1 365
1 727
4 889
7 340
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 415
4 332
16 512
19 764
Secteur Aval
14 529
15 919
55 858
64 985
Produits chimiques
329
422
1 581
1 976
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(6 164)
(6 220)
(22 982)
(27 055)
Produits et autres revenus
13 109
14 453
50 969
59 670
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 809
1 787
6 636
7 971
Secteur Aval
12 496
13 110
47 886
55 569
Produits chimiques
206
260
997
1 330
Éliminations
(6 194)
(6 264)
(23 120)
(27 128)
Achats de pétrole brut et de produits
8 317
8 893
32 399
37 742
Production et fabrication
Secteur Amont
1 187
1 438
4 917
5 491
Secteur Aval
411
447
1 702
1 640
Produits chimiques
74
80
260
273
Éliminations
—
—
—
—
Production et fabrication
1 672
1 965
6 879
7 404
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
199
179
693
653
Produits chimiques
20
23
89
85
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
9
55
75
144
Frais de vente et frais généraux
228
257
857
882
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
240
364
1 108
1 128
Secteur Aval
143
94
472
295
Produits chimiques
12
5
23
10
Comptes non sectoriels et autres
74
25
175
57
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
469
488
1 778
1 490
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
2
1
5
5
Annexe IV
Données d’exploitation
Quatrième trimestre
Douze mois
2023
2022
2023
2022
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
218
201
191
172
Cold Lake
139
141
135
144
Syncrude (a)
85
87
76
77
Classique
5
6
5
8
Total de la production de pétrole brut
447
435
407
401
LGN mis en vente
—
—
—
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
447
435
407
402
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
30
37
33
85
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
452
441
413
416
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
198
184
177
157
Cold Lake
107
105
106
106
Syncrude (a)
80
77
67
63
Classique
5
6
5
8
Total de la production de pétrole brut
390
372
355
334
LGN mis en vente
—
—
—
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
390
372
355
335
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
29
37
32
83
Production nette d’équivalent
pétrole (b)
395
378
360
349
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
302
277
263
236
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
186
186
179
188
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour)
—
—
—
1
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
64,05
59,85
67,42
84,67
Pétrole brut synthétique (le baril)
105,37
115,22
105,57
125,46
Pétrole brut classique (le baril)
33,81
67,91
59,30
97,45
LGN (le baril)
—
—
—
64,92
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
2,30
5,54
2,58
5,69
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
407
433
407
418
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
94
101
94
98
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
229
242
228
229
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
175
180
176
176
Huiles lubrifiantes et autres produits
43
41
43
47
Mazout lourd
29
24
24
23
Ventes nettes de produits pétroliers
476
487
471
475
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
170
193
820
842
(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)
1
2
1
3
Production nette de bitume et d’autres
produits (en milliers de barils par jour)
1
2
1
3
(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
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Troisième trimestre
424
0,56
Quatrième trimestre
271
0,36
Exercice
2 200
2,88
2020
Premier trimestre
(188)
(0,25)
Deuxième trimestre
(526)
(0,72)
Troisième trimestre
3
—
Quatrième trimestre
(1 146)
(1,56)
Exercice
(1 857)
(2,53)
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
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
(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
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 311
2 797
3 734
10 482
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(488)
345
(2 701)
1 485
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 799
2 452
6 435
8 997
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
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 311
2 797
3 734
10 482
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(470)
(492)
(1 785)
(1 526)
Produits de la vente d’actifs
57
18
86
904
Placements supplémentaires
—
—
—
(6)
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
2
1
5
10
Flux de trésorerie disponible
900
2 324
2 040
9 864
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
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 365
1 727
4 889
7 340
Moins les éléments identifiés compris dans
le bénéfice (perte) net
Gain/(perte) sur la vente d’actifs
—
—
—
208
Sous-total des éléments identifiés
—
—
—
208
Bénéfice (perte) net, hors les éléments
identifiés
1 365
1 727
4 889
7 132
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
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Total des dépenses
11 369
12 174
44 600
50 186
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
8 317
8 893
32 399
37 742
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
621
563
2 402
2 179
Dépréciation et épuisement
489
465
1 907
1 897
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
22
4
82
17
Financement
18
26
69
60
Charges d’exploitation
décaissées
1 902
2 223
7 741
8 291
Composants des charges d’exploitation décaissées
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 672
1 965
6 879
7 404
Frais de vente et frais généraux
228
257
857
882
Exploration
2
1
5
5
Charges d’exploitation
décaissées
1 902
2 223
7 741
8 291
Contributions des segments au total des charges
d’exploitation décaissées
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2023
2022
2023
2022
Secteur Amont
1 189
1 439
4 922
5 496
Secteur Aval
610
626
2 395
2 293
Produits chimiques
94
103
349
358
Éliminations/Comptes non sectoriels
9
55
75
144
Charges d’exploitation
décaissées
1 902
2 223
7 741
8 291
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 calculés en divisant
les charges d’exploitation décaissées par la production brute
totale d’équivalent pétrole et sont calculés pour le segment Amont,
ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les charges
d’exploitation décaissées, une mesure financière non conforme aux
PCGR, sont indiqués et rapprochés ci-dessus. Cette mesure est utile
pour que les investisseurs comprennent les efforts de gestion des
dépenses déployés pour les principaux actifs de la compagnie à
titre de composants dans le cadre général du secteur Amont. Les
charges d’exploitation décaissées unitaires, comme utilisés par la
direction, ne correspondent pas directement à la définition des «
Coûts de production unitaires moyens » énoncée par la Securities
and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le
formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des charges d’exploitation décaissées
unitaires
Quatrième trimestre
2023
2022
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 187
493
276
377
1 438
673
327
393
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
2
—
—
—
1
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
1 189
493
276
377
1 439
673
327
393
Production brute d’équivalent pétrole
452
218
139
85
441
201
141
87
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées
unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
28,59
24,58
21,58
48,21
35,47
36,39
25,21
49,10
USD converti en fonction du taux de change
moyen du trimestre
20,87
17,94
15,75
35,19
26,25
26,93
18,66
36,33
2023 0,73 dollar américain; 2022 0,74
dollar américain
Douze mois
2023
2022
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont (a)
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Production et fabrication
4 917
2 097
1 144
1 533
5 491
2 353
1 344
1 563
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
5
—
—
—
5
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
4 922
2 097
1 144
1 533
5 496
2 353
1 344
1 563
Production brute d’équivalent pétrole
413
191
135
76
416
172
144
77
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées
unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
32,65
30,08
23,22
55,26
36,20
37,48
25,57
55,61
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
24,16
22,26
17,18
40,89
27,87
28,86
19,69
42,82
2023 0,74 dollar américain; 2022 0,77
dollar américain
(a) Le secteur Amont comprend la part de
L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.
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.
Source: Imperial
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De Mar 2024 a Abr 2024
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Gráfica de Acción Histórica
De Abr 2023 a Abr 2024
