Imperial Oil Limited (TSX:IMO):
- Une perte nette de 526 millions de dollars principalement
attribuable à la baisse des prix dans le secteur amont et aux
marges dans le secteur aval
- Les répercussions de la pandémie de COVID-19 sur l’exploitation
et la situation financière ont été gérées
- Les activités de révision visant les principaux actifs ont été
optimisées et ont permis de réaliser d’importantes économies
- Les dépenses actuelles de production et de fabrication ont
diminué de plus de 450 millions de dollars par rapport à 2019
- Les dépenses annuelles en immobilisations devraient atteindre
les lignes directrices réduites qui se situent entre 1,1 et 1,2
milliard de dollars
- Le dividende trimestriel a été maintenu à 0,22 dollar par
action
- Le total de la dette demeure stable à 5,2 milliards de
dollars
Deuxième trimestre
Période de six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2020
2019
∆
2020
2019
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(526
)
1 212
-1 738
(714
)
1 505
-2 219
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
(0,72
)
1,57
-2,29
(0,97
)
1,94
-2,91
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
207
429
-222
538
958
-420
L’Impériale a enregistré une perte nette estimée à 526 millions
de dollars au deuxième trimestre de 2020, principalement
attribuable à la baisse des prix dans le secteur amont et à la
baisse des marges dans le secteur aval dérivant des effets de la
pandémie de COVID-19 sur le marché. Cette réduction est
partiellement compensée par la reprise de la charge hors trésorerie
de réévaluation des stocks de 281 millions de dollars enregistrée
au premier trimestre de 2020.
Bien que l’activité économique se soit considérablement
améliorée par rapport aux creux historiques du début du deuxième
trimestre, les effets de la pandémie de COVID-19 ont eu des
répercussions sans précédent sur la société et le secteur, et
l’Impériale a réagi.
L’Impériale a mis en œuvre plusieurs mesures visant à réduire le
capital et les dépenses tout au long du deuxième trimestre, ce qui
lui a permis de réaliser d’importants progrès en vue d’atteindre
ses objectifs révisés pour 2020. « Nous avons orienté nos dépenses
vers des opportunités efficaces de grande valeur, et entrepris
rapidement des démarches pour nous adapter à l’état du marché, en
devançant et en ajustant les temps d’arrêt afin de nous aligner sur
les conditions actuelles de faibles marges », a déclaré Brad
Corson, président du conseil d’administration, président et chef de
la direction. « Compte tenu des importantes réductions de capital
et de dépenses réalisées au cours du trimestre et de la solidité de
notre bilan, nous avons une grande confiance en notre capacité à
atteindre nos objectifs, à améliorer le flux de trésorerie et à
continuer à offrir une valeur à nos actionnaires. »
L’Impériale a grandement amélioré sa rentabilité, ses récents
efforts ont permis de réduire de 306 millions de dollars les
dépenses de production et de fabrication dans tous les secteurs de
la compagnie par rapport au premier trimestre, et de 458 millions
de dollars au premier semestre de 2020 comparativement au premier
semestre de 2019. En outre, grâce à l’exécution de ses plans
d’immobilisations révisés, les dépenses en immobilisations et frais
d’exploration de l’Impériale se sont élevées à 207 millions de
dollars au cours du trimestre. Ces résultats démontrent que le
portefeuille opérationnel de l’Impériale est résilient, et que la
compagnie est en mesure d’atteindre ses objectifs révisés de
dépenses et d’avoir suffisamment de marge de manœuvre pour
s’adapter à une conjoncture plus favorable.
La production du secteur amont au deuxième trimestre s’est
établie à 347 000 barils d’équivalent pétrole par jour, contre 400
000 barils par jour au deuxième trimestre de 2019, étant donné que
les activités de révision ont été revues en raison de la de
COVID-19. La révision d’une des usines de Kearl a été devancée et
prolongée, ce qui a permis à la compagnie d’optimiser l’emploi de
son personnel et d’achever la révision en économisant environ 40 %
des coûts par rapport aux plans initiaux. Après avoir mené à bien
cette révision, la compagnie a décidé de devancer et de prolonger
la révision de la deuxième usine. Les travaux qui étaient prévus
pour l’automne ont commencé à la mi-juillet et devraient se
poursuivre jusqu’à la fin août.
Même si les activités de révision ont été prolongées, la
production de 190 000 barils bruts par jour de Kearl au deuxième
trimestre a dépassé les lignes directrices de la compagnie. Le site
a atteint sa plus forte production du premier semestre, soit 208
000 barils bruts par jour. Les nouveaux concasseurs de Kearl ont
encore une fois démontré leur fiabilité et leur rentabilité au
cours de ce trimestre, permettant d’atteindre des taux de
production élevés de près de 300 000 barils par jour sur le site
pendant la période de deux semaines entre les deux révisions.
Dans le secteur aval, le débit moyen des raffineries était de
278 000 barils par jour et le taux d’utilisation était de 66 % au
cours du trimestre, en raison de la faiblesse de la demande et des
activités de révision liées à la COVID-19. En profitant de cette
période de faible demande, l’Impériale s’est rapidement adaptée et
a revu les programmes de révision des raffineries de Sarnia et de
Strathcona, ce qui a permis de minimiser les coûts et les
incidences sur le débit et de gérer efficacement les besoins en
matière de santé et de sécurité. La demande de produits pétroliers
s’est constamment améliorée au cours du trimestre. Les ventes de
juin ont dépassé de près de 100 000 barils par jour la moyenne du
mois d’avril. L’asphalte de la compagnie est demeuré en forte
demande tout au long du trimestre, ce qui a permis à l’Impériale
d’enregistrer plusieurs records mensuels de production et de vente
d’asphalte.
« Les conditions difficiles du marché au cours du trimestre ont
démontré à quel point le modèle d’affaires intégré et le bilan
solide de l’Impériale étaient avantageux et qu’ils permettaient à
la compagnie de progresser dans ses principaux projets et de
maintenir son dividende sans augmenter sa dette », a affirmé M.
Corson. Le rendement financier de la compagnie s’est constamment
amélioré tout au long du deuxième trimestre. Elle s’est efforcée de
mener ses activités de gestion opérationnelle et financière
révisées et a fait progresser de manière stratégique les principaux
projets de maintenance afin de minimiser les coûts et la perte de
marge. « L’Impériale dispose d’actifs bien positionnés pour fournir
un rendement élevé et prêts à s’adapter à une conjoncture plus
favorable à l’avenir », a ajouté M. Corson.
Faits saillants du deuxième trimestre
- La perte nette s’est élevée à 526 millions de dollars ou
0,72 dollar par action sur une base diluée, contre un bénéfice
net de 1 212 millions de dollars ou 1,57 dollar par action au
deuxième trimestre de 2019, principalement attribuable à la baisse
des prix dans le secteur amont, ainsi qu’au prix du bitume, qui a
chuté de près de 80 % par rapport au deuxième trimestre de 2019, et
à la baisse des marges dans le secteur aval. Les résultats du
deuxième trimestre de 2020 tiennent compte d’une reprise de la
charge hors trésorerie de réévaluation des stocks de 281 millions
de dollars enregistrée au premier trimestre de 2020. Les résultats
du deuxième trimestre de 2019 tiennent compte de l’incidence
favorable, principalement hors trésorerie, de 662 millions de
dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de
l’Alberta.
- Les flux de trésorerie affectés aux activités d’exploitation
se sont établis à 816 millions de dollars, par rapport aux flux
de trésorerie de 1 026 millions de dollars générés par les
activités d’exploitation pour la période correspondante de 2019,
reflétant principalement la baisse des prix dans le secteur amont
et la baisse des marges dans le secteur aval.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 207 millions de dollars, comparativement à 429
millions de dollars au deuxième trimestre de 2019. L’Impériale
maintient son engagement à l’égard du plan annoncé précédemment,
qui vise à réduire les dépenses en immobilisations de 500 millions
de dollars en 2020 par rapport à ses lignes directrices initiales,
en se concentrant sur les initiatives de grande valeur nécessitant
peu de capital. Le total des dépenses en immobilisations prévu pour
l’exercice se situe toujours entre 1,1 et 1,2 milliard de
dollars.
- Les dividendes payés ont totalisé 162 millions de dollars ou
0,22 dollar par action, contre 147 millions de dollars ou 0,19
dollar par action au deuxième trimestre de 2019. Compte tenu de la
situation actuelle du secteur, la compagnie n’a pas racheté
d’actions afin de respecter la suspension de son programme de
rachat qui a pris effet le 1er avril.
- La production s’est établie en moyenne à 347 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, contre 400 000 barils par
jour à la même période en 2019. La baisse de la production est
principalement attribuable à l’avancement et à la prolongation des
activités de révision planifiées en fonction du contexte commercial
actuel.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 190 000 barils par jour (la part de
l’Impériale se chiffrant à 135 000 barils), contre 207 000 barils
par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils) au
cours du deuxième trimestre de 2019. La baisse de la production est
principalement attribuable au fait que la production à court terme
a été équilibrée par rapport à la demande grâce à l’avancement et à
la prolongation des activités de révision planifiées dans l’une des
deux usines de Kearl, partiellement compensée par l’ajout
d’installations de concassage supplémentaires en 2020. La révision
de la deuxième usine de Kearl a été devancée à la mi-juillet et
devrait se poursuivre jusqu’à la fin août. Comme la durée de ces
révisions a été prolongée, Imperial s’attend à présent à ce que la
production moyenne brute totale de Kearl soit d’environ 220 000
barils par jour pour l’ensemble de l’exercice 2020.
- La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake a
été de 123 000 barils par jour, contre 135 000 barils par jour
pour la même période en 2019. La baisse de production est
principalement attribuable au calendrier de production associé à la
gestion de la vapeur et aux travaux d’entretien. L’Impériale
s’attend à ce que la production brute annuelle moyenne à Cold Lake
soit d’environ 135 000 barils par jour.
- La quote-part de la compagnie dans la production
brute de Syncrude s’est élevée à 50 000 barils par jour, contre
80 000 barils par jour pour la même période en 2019. La baisse de
la production est principalement attribuable au fait que la
production à court terme a été équilibrée par rapport à la demande
et que le calendrier de révision a été modifié.
- Le débit moyen des raffineries était de 278 000 barils par
jour, contre 344 000 barils par jour au deuxième trimestre de
2019. L’utilisation de la capacité a été de 66 %, comparativement à
81 % au deuxième trimestre de 2019. La baisse du débit est
principalement attribuable à la réduction de la demande en raison
de la pandémie de COVID-19, partiellement compensée par une
amélioration en fiabilité dérivant en grande partie de l’absence de
l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia survenu en avril
2019.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 357 000 barils
par jour, contre 477 000 barils par jour au deuxième trimestre
de 2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est
principalement attribuable à la réduction de la demande en raison
de la pandémie de COVID-19.
- L’Impériale a reçu le prix « Initiative de l’employeur de
l’année » de l’Ouest canadien décerné par le Centre canadien pour
la diversité et l’inclusion (CCDI). Ce prix reconnaît la
méthode de développement des affaires de l’Impériale auprès des
communautés autochtones de la région de l’Athabasca en
Alberta.
Comparaison des deuxièmes trimestres de 2020 et de
2019
La compagnie a enregistré une perte nette de 526 millions de
dollars ou 0,72 dollar par action sur une base diluée au deuxième
trimestre de 2020, au lieu d’un bénéfice net de 1 212 millions de
dollars ou 1,57 dollar par action pour la même période en 2019. Les
résultats du deuxième trimestre de 2020 tiennent compte d’une
reprise de la charge hors trésorerie de réévaluation des stocks de
281 millions de dollars enregistrée au premier trimestre de 2020.
Les résultats du deuxième trimestre de 2019 tiennent compte de
l’incidence favorable, surtout hors trésorerie, de 662 millions de
dollars liée à la réduction du taux d’imposition des sociétés de
l’Alberta.
Le secteur amont a enregistré une perte nette de 444 millions de
dollars au deuxième trimestre de 2020, au lieu d’un bénéfice net de
985 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats
ont subi les conséquences négatives d’une baisse des prix d’environ
1 210 millions de dollars, de l’absence d’un effet favorable de 689
millions de dollars associé à la réduction du taux d’imposition des
sociétés de l’Alberta en 2019, et d’une baisse des volumes
d’environ 200 millions de dollars. Ces éléments ont été
partiellement compensés par une reprise de la charge hors
trésorerie de réévaluation des stocks de 229 millions de dollars
enregistrée au premier trimestre de 2020, une baisse des redevances
d’environ 200 millions de dollars, une diminution des dépenses
d’exploitation d’environ 170 millions de dollars et des effets de
change favorables d’environ 60 millions de dollars.
Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à
27,83 dollars américains le baril au deuxième trimestre de 2020,
contre 59,91 dollars américains le baril au trimestre correspondant
de 2019. Le prix moyen du Western Canada Select (WCS) s’est établi
en moyenne à 16,73 dollars américains le baril et à 49,31 dollars
américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre
WTI et WCS s’est établi en moyenne à environ 11 dollars américains
par baril au deuxième trimestre de 2020, soit pratiquement la même
valeur qu’à la même période en 2019.
Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,72 dollar
américain au deuxième trimestre de 2020, en baisse de 0,03 dollar
américain par rapport au deuxième trimestre de 2019.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a diminué au cours du trimestre, principalement en raison
de la baisse du cours moyen du WCS. Le prix moyen obtenu pour le
bitume s’est établi à 12,82 dollars le baril au deuxième trimestre
de 2020, comparativement à 57,19 dollars le baril au deuxième
trimestre de 2019. Le prix moyen que la compagnie a touché en
dollars canadiens pour le pétrole brut synthétique a diminué de
façon générale conformément au WTI, ajusté selon les variations des
taux de change et des frais de transport. Le prix touché pour le
pétrole brut synthétique s’est établi en moyenne à 32,20 dollars le
baril au deuxième trimestre de 2020, contre 79,96 dollars le baril
à la période correspondante de 2019.
La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en
moyenne à 190 000 barils par jour au cours du deuxième trimestre
(la part de l’Impériale se chiffrant à 135 000 barils), contre 207
000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000
barils) lors du deuxième trimestre de 2019. La baisse de la
production est principalement attribuable au fait que la production
à court terme a été équilibrée par rapport à la demande grâce à
l’avancement et à la prolongation des activités de révision
planifiées dans l’une des deux usines de Kearl, partiellement
compensée par l’ajout d’installations de concassage supplémentaires
en 2020.
La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie
à 123 000 barils par jour au deuxième trimestre, comparativement à
135 000 barils par jour pour la même période de 2019. La baisse de
production est principalement attribuable au calendrier de
production associé à la gestion de la vapeur et aux travaux
d’entretien.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de
Syncrude s’est établie à 50 000 barils par jour, contre 80 000
barils par jour au deuxième trimestre de 2019. La baisse de la
production est principalement attribuable au fait que la production
à court terme a été équilibrée par rapport à la demande et que le
calendrier de révision a été modifié.
Le secteur aval a enregistré une perte nette de 32 millions de
dollars au deuxième trimestre de 2020, au lieu d’un bénéfice net de
258 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats
ont subi l’incidence négative d’une baisse des marges d’environ 400
millions, y compris les effets de la réduction de la demande en
raison de la pandémie de COVID-19, et d’une baisse des volumes de
ventes d’environ 120 millions de dollars. Ces éléments ont été
partiellement compensés par une amélioration en fiabilité d’environ
100 millions de dollars, principalement en raison du fait qu’il n’y
a pas eu d’incident à la tour de fractionnement de Sarnia pendant
cette période comparativement à avril 2019, par une diminution des
dépenses d’exploitation d’environ 90 millions de dollars et par une
reprise hors trésorerie de la charge de réévaluation des stocks de
52 millions de dollars enregistrée au premier trimestre de
2020.
Le débit moyen des raffineries était de 278 000 barils par jour,
contre 344 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2019.
L’utilisation de la capacité a été de 66 %, comparativement à 81 %
au deuxième trimestre de 2019. La baisse du débit est
principalement attribuable à la réduction de la demande en raison
de la pandémie de COVID-19, partiellement compensée par une
amélioration en fiabilité dérivant en grande partie du fait qu’il
n’y a pas eu d’incident à la tour de fractionnement de Sarnia.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 357 000
barils par jour, contre 477 000 barils par jour lors du deuxième
trimestre de 2019. La baisse des ventes de produits pétroliers est
principalement attribuable à la réduction de la demande en raison
de la pandémie de COVID-19.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 7
millions de dollars au deuxième trimestre, comparativement à 38
millions de dollars au trimestre correspondant de 2019.
Les charges du siège social et autres charges ont affiché un
solde de 57 millions de dollars au deuxième trimestre,
comparativement à 69 millions de dollars pour la période
correspondante de 2019.
Les flux de trésorerie affectés aux activités d’exploitation se
sont établis à 816 millions de dollars au deuxième trimestre, par
rapport aux flux de trésorerie de 1 026 millions de dollars générés
par les activités d’exploitation pour la période correspondante de
2019, reflétant principalement la baisse des prix dans le secteur
amont et la baisse des marges dans le secteur aval.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 172 millions de dollars au deuxième trimestre,
comparativement à 429 millions de dollars pour la même période en
2019, reflétant principalement une réduction des acquisitions
d’immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se
sont établis à 167 millions de dollars au deuxième trimestre,
comparativement à 521 millions de dollars au deuxième trimestre de
2019. Les dividendes payés au cours du deuxième trimestre de 2020
s’élevaient à 162 millions de dollars. Les dividendes par action
versés au deuxième trimestre se sont élevés à 0,22 dollar
comparativement à 0,19 dollar pour la période correspondante de
2019. Au cours du deuxième trimestre, la compagnie n’a pas racheté
d’actions afin de respecter la suspension de son programme de
rachat qui a pris effet le 1er avril 2020. Au cours du deuxième
trimestre de 2019, la compagnie a racheté environ 9,8 millions
d’actions pour 368 millions de dollars, ce qui comprend les actions
rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.
Le solde de trésorerie s’établissait à 233 millions de dollars
au 30 juin 2020, comparativement à 1 087 millions de dollars à la
fin du deuxième trimestre de 2019.
Faits saillants du semestre
- La perte nette s’est élevée à 714 millions de dollars,
comparativement à bénéfice net de 1 505 millions de dollars en
2019.
- La perte nette par action sur une base diluée a été de 0,97
dollar, comparativement à bénéfice net par action ordinaire de 1,94
dollar en 2019.
- Les flux de trésorerie affectés aux activités d’exploitation se
sont établis à 393 millions de dollars, par rapport aux flux de
trésorerie de 2 029 millions de dollars générés par les activités
d’exploitation en 2019.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 538 millions de dollars, comparativement à 958 millions de
dollars en 2019.
- La moyenne de la production de pétrole brut équivalent a été de
383 000 barils par jour, comparativement à 394 000 barils par jour
en 2019.
- Le débit moyen des raffineries était de 330 000 barils par
jour, par rapport à 364 000 barils par jour en 2019.
- Les ventes de produits pétroliers étaient de 409 000 barils par
jour, contre 477 000 barils par jour en 2019.
- Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a
totalisé 0,44 dollar, en hausse par rapport à 0,41 dollar par
action en 2019.
- L’Impériale a versé 600 millions de dollars aux actionnaires
sous la forme de dividendes et d’achats d’actions.
Comparaison du premier semestre de 2020 et de 2019
La perte nette des six premiers mois de 2020 s’est établie à 714
millions de dollars ou 0,97 dollar par action sur une base diluée,
comparativement à un bénéfice net de 1 505 millions de dollars ou
1,94 dollar par action pour les six premiers mois de 2019. Les
résultats de 2019 tiennent compte de l’incidence favorable, surtout
hors trésorerie, de 662 millions de dollars liée à la réduction du
taux d’imposition des sociétés de l’Alberta.
Le secteur amont a enregistré une perte nette de 1 052 millions
de dollars au cours des six premiers mois de l’exercice,
comparativement à un bénéfice net de 1 043 millions de dollars à la
même période en 2019. Les résultats ont subi l’incidence négative
d’une baisse des prix d’environ 1 800 millions de dollars, de
l’absence d’un effet favorable de 689 millions de dollars associé à
la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta en 2019
et d’une baisse des volumes d’environ 210 millions de dollars. Ces
éléments ont été partiellement compensés par la baisse des
redevances d’environ 310 millions de dollars, par une diminution
des dépenses d’exploitation d’environ 190 millions de dollars et
par des effets de change favorables d’environ 110 millions de
dollars.
Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate s’est établi à
36,66 dollars américains au premier semestre de 2020, contre 57,45
dollars américains pour la période correspondante de 2019. Le prix
moyen du Western Canada Select s’est établi en moyenne à 21,20
dollars américains le baril et 45,88 dollars américains le baril
pour les mêmes périodes. L’écart entre le WTI et le WCS s’est
creusé pour s’établir à environ 15 dollars américains le baril en
moyenne au premier semestre de 2020, contre environ 12 dollars
américains le baril à la même période en 2019.
Le dollar canadien valait en moyenne 0,73 dollar américain au
premier semestre de 2020, en baisse de 0,02 dollar américain par
rapport à la même période en 2019.
Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour
le bitume a diminué au cours du premier semestre de 2020,
principalement en raison de la diminution du WCS. Le prix touché
pour le bitume s’est établi en moyenne à 15,54 dollars le baril,
contre 53,20 dollars le baril à la même période en 2019. Le prix
moyen que la compagnie a touché en dollars canadiens pour le
pétrole brut synthétique a diminué dans l’ensemble conformément au
WTI au cours du premier semestre de 2020, rajusté pour tenir compte
des variations des taux de change et des frais de transport. Le
prix touché pour le pétrole brut synthétique s’est établi en
moyenne à 48,10 dollars le baril, contre 74,77 dollars le baril à
la période correspondante de 2019.
La production moyenne brute totale de bitume à Kearl s’est
élevée à 208 000 barils par jour au cours du premier semestre de
2020 (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils), contre
193 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 137
000 barils) pour la même période en 2019. La hausse de la
production est principalement attribuable à l’ajout d’installations
de concassage supplémentaires en 2020 partiellement compensé par le
fait que la production à court terme a été équilibrée par rapport à
la demande grâce à l’avancement et à la prolongation des activités
de révision planifiées.
La production brute moyenne de bitume à Cold Lake s’est établie
à 131 000 barils par jour au premier semestre de 2020, contre 140
000 barils par jour à la période correspondante de 2019.
Au cours des six premiers mois de 2020, la quote-part de la
compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en
moyenne à 61 000 barils par jour, comparativement à 79 000 barils
par jour pour la période correspondante de 2019. La baisse de la
production est principalement attribuable au fait que la production
à court terme a été équilibrée par rapport à la demande.
Le bénéfice net du secteur aval s’est établi à 370 millions de
dollars, contre 515 millions de dollars pour la même période en
2019. Les résultats ont subi l’incidence négative d’une baisse des
marges d’environ 250 millions, y compris les effets de la réduction
de la demande en raison de la pandémie de COVID-19, et d’une baisse
des volumes de ventes d’environ 150 millions de dollars. Ces
éléments ont été partiellement compensés par une fiabilité accrue
d’environ 160 millions de dollars, notamment par l’absence de
l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia survenu en avril
2019, et par une diminution des dépenses d’exploitation d’environ
80 millions de dollars.
Le débit moyen des raffineries était de 330 000 barils par jour
au cours des six premiers mois de l’année 2020, contre 364 000
barils au cours de la même période en 2019. Le taux d’utilisation
de la capacité a été de 78 %, comparativement à 86 % pour la même
période en 2019. La baisse du débit est principalement attribuable
à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19,
partiellement compensée par une fiabilité accrue, notamment par le
fait qu’il n’y a pas eu d’incident dans la tour de fractionnement
de Sarnia.
Les ventes de produits pétroliers s’élevaient à 409 000 barils
par jour au cours des six premiers mois de 2020, contre 477 000
barils par jour lors de la période correspondante en 2019. La
baisse des ventes de produits pétroliers est principalement
attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie
de COVID-19.
Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques s’est établi à
28 millions de dollars au premier semestre de 2020, comparativement
à 72 millions de dollars pour la période correspondante de
2019.
Les charges du siège social et autres charges ont affiché un
solde de 60 millions de dollars au cours du premier semestre de
2020, comparativement à un solde de 125 millions de dollars pour la
période correspondante de 2019, attribuable en grande partie aux
variations des charges liées à la rémunération à base
d’actions.
Les flux de trésorerie affectés aux activités d’exploitation se
sont établis à 393 millions de dollars au premier semestre de 2020,
par rapport aux flux de trésorerie de 2 029 millions de dollars
générés par les activités d’exploitation pour la période
correspondante de 2019, reflétant principalement la baisse des prix
dans le secteur amont et les effets défavorables du fonds de
roulement.
Les activités d’investissement ont utilisé des flux de
trésorerie nets de 480 millions de dollars au premier semestre de
2020, comparativement à 892 millions de dollars pour la même
période en 2019, reflétant principalement une réduction des
acquisitions d’immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se
sont établis à 612 millions de dollars au premier semestre de 2020,
contre 1 038 millions de dollars à la période correspondante de
2019. Les dividendes payés au cours du premier semestre de 2020 ont
totalisé 326 millions de dollars. Le dividende par action versé au
premier semestre de 2020 s’est élevé à 0,44 dollar, contre 0,38
dollar pour la période correspondante de 2019. Au cours des six
premiers mois de 2020, la compagnie, dans le cadre de son programme
d’achat d’actions, a acheté environ 9,8 millions d’actions pour 274
millions de dollars, y compris les actions achetées d’Exxon Mobil
Corporation. Comme annoncé précédemment, les achats dans le cadre
de ce programme ont été suspend le 1er avril 2020. Au cours des six
premiers mois de 2019, la compagnie a acheté environ 19,8 millions
d’actions pour 729 millions de dollars.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Conjoncture économique
Au début de l’année 2020, deux effets perturbateurs importants
se sont fait ressentir sur l’équilibre entre l’offre et la demande
de pétrole et de produits pétrochimiques. En ce qui concerne la
demande, la pandémie de COVID-19 s’est rapidement propagée au
Canada et dans le monde, ce qui a fortement ralenti les activités
commerciales et de consommation, et a considérablement réduit la
demande locale et mondiale de pétrole brut, de gaz naturel et de
produits pétroliers. Cette baisse de la demande a coïncidé avec
l’annonce d’une hausse de la production dans certains des
principaux pays producteurs de pétrole, ce qui a fait chuter les
prix du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers. Au
cours du deuxième trimestre, les effets de la COVID-19 ont continué
de se répercuter sur les grandes économies mondiales, et les
conditions du marché se sont avérées très incertaines. Au Canada,
les activités commerciales et de consommation se sont quelque peu
redressées, mais par rapport aux périodes précédentes, elles
continuent d’être durement touchées par la pandémie. Les principaux
pays producteurs de pétrole ont pris des mesures pour réduire
l’offre excédentaire de pétrole brut et de produits pétroliers, et
les marchés du crédit semblent s’être stabilisés, fournissant
suffisamment de liquidités aux entreprises solvables.
À la fin de mars, la compagnie a annoncé qu’elle allait réduire
considérablement ses dépenses en immobilisations et ses dépenses
d’exploitation pour 2020. Les dépenses en immobilisations et frais
d’exploration en 2020 devraient totaliser entre 1,1 et 1,2 milliard
de dollars, comparativement à la somme précédemment annoncée de 1,6
à 1,7 milliard de dollars. En outre, l’Impériale a cerné les
occasions de réduire de 500 millions de dollars les dépenses
d’exploitation de 2020 par rapport à celles de 2019, et a progressé
dans ce sens.
Au cours du deuxième trimestre de 2020, la compagnie a contracté
deux nouvelles marges de crédit à court terme engagées totalisant
800 millions de dollars qui viennent s’ajouter à ses marges de
crédit existantes de 500 millions de dollars. Les deux marges de
crédit viendront à échéance dans un délai d’un an et pourront être
renouvelées ou remplacées en fonction des besoins de financement de
la compagnie et du contexte commercial. A la fin du mois de juin
2020, le solde de trésorerie de la compagnie s’élevait à 233
millions de dollars, et elle n’avait utilisé aucune de ses marges
de crédit. La dette totale de la compagnie n’a pas augmenté au
cours du deuxième trimestre.
Les effets de la COVID-19 et du contexte commercial actuel sur
l’évolution de l’offre et de la demande ont eu une conséquence
négative sur les résultats financiers et opérationnels de
l’Impériale au cours des six premiers mois de 2020. À moins que les
conditions du secteur observées jusqu’à présent en 2020 ne
s’améliorent pas sensiblement au second semestre, la compagnie
s’attend à ce que la baisse des prix obtenus pour ses produits se
traduise par une baisse marquée du bénéfice et des flux de
trésorerie générés par les activités d’exploitation par rapport à
2019. En réaction à ces conditions, la compagnie a exploité
certains actifs à taux réduits au cours du deuxième trimestre de
2020, et a prolongé ses plans d’exploitation de certains actifs à
taux réduits au cours du troisième trimestre. La compagnie a
devancé le début de la révision planifiée dans l’une des deux
usines de Kearl et a prolongé sa durée afin de réduire les
effectifs sur place et d’établir un meilleur équilibre entre la
production à court terme et la demande. La révision a commencé en
début mai et s’est terminée à la fin juin. Si la production brute
totale de Kearl a été réduite à une moyenne de 190 000 barils par
jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 135 000 barils) pour le
deuxième trimestre de 2020, la production brute totale a augmenté
par rapport à l’estimation déjà annoncée d’environ 150 000 barils
par jour pour le trimestre, principalement attribuable à une
reprise partielle de la demande du marché et au bon rendement de
l’usine. La révision planifiée dans la deuxième des deux usines de
Kearl a également été devancée et entamée à la mi-juillet, et
devrait être achevée à la fin août. Comme la durée de ces révisions
a été prolongée, Imperial s’attend à présent à ce que la production
brute moyenne totale de Kearl soit d’environ 220 000 barils par
jour pour l’ensemble de l’exercice 2020, contre une estimation
annuelle précédente de 240 000 barils par jour pour 2020. À Cold
Lake, l’Impériale s’attend à ce que la production brute annuelle
moyenne soit d’environ 135 000 barils par jour, contre une
estimation annuelle précédente de 140 000 barils par jour pour
2020. En ce qui concerne Syncrude, les activités de révision de
l’usine de cokéfaction, qui avaient été précédemment reportées au
troisième trimestre, ont commencé en début mai et devraient se
poursuivre jusqu’à la fin septembre. De plus, la compagnie continue
d’évaluer et d’ajuster le calendrier et la portée des autres
activités de révision dans l’ensemble de ses activités
d’exploitation. Ces activités seront gérées de manière à assurer la
santé et la sécurité du personnel sur le site. Les taux
d’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits
pétroliers ont été réduits tout au long du deuxième trimestre de
2020, en raison de la baisse importante de la demande de produits
pétroliers au Canada, mais ils devraient augmenter au troisième
trimestre. Toutefois, la durée et la gravité de la baisse de la
demande découlant de la COVID-19 et le contexte commercial actuel
suscitent une grande incertitude, et l’évolution future de l’offre
et de la demande est intrinsèquement difficile à prévoir.
La compagnie s’est penchée sur la réduction de ses dépenses à
court terme, sur les répercussions de la production à court terme
et sur les niveaux de prix attendus à court terme afin de
déterminer si ces mesures présentent un risque de dépréciation pour
ses actifs à long terme. Malgré le contexte difficile, le point de
vue de la compagnie sur les principes fondamentaux de l’offre et de
la demande à long terme n’a pas beaucoup changé. Cependant, la
compagnie continue d’évaluer ses plans stratégiques et ses
perspectives de prix à long terme, en tenant compte des conditions
économiques et du secteur, actuelles et futures, dans le cadre de
son processus de planification annuel. Selon les conclusions de ce
processus, notamment des changements futurs importants dans les
plans stratégiques de la compagnie ou les perspectives de prix à
long terme, une partie de ses actifs à long terme pourrait
présenter un risque de dépréciation. En raison des interdépendances
entre les nombreux éléments essentiels à ce processus de
planification qui demeurent non résolus ou incertains, il n’est pas
possible d’estimer raisonnablement la possibilité ou la portée de
charges de dépréciation potentielles dans l’avenir.
Comme divulgué dans le formulaire 10-K 2019 de l’Impériale, les
faibles cours du pétrole brut et du gaz naturel peuvent avoir un
impact sur les estimations des réserves prouvées de la compagnie
tel qu’il est mentionné en vertu des règles de la Commission des
valeurs mobilières des États-Unis (SEC). Le prix moyen que
l’Impériale a touché depuis le début de l’exercice pour le pétrole
brut a eu une forte incidence sur la baisse des prix depuis la fin
du premier trimestre. Tout comme les révisions à la baisse des
réserves prouvées de bitume à la fin de 2016 qui ont découlé de la
faiblesse des prix, si les prix moyens observés jusqu’à présent en
2020 persistent pour le reste de l’année, en vertu de la définition
des réserves prouvées de la SEC, certains volumes considérés comme
des réserves prouvées à la fin de 2019, principalement les réserves
prouvées de bitume de Kearl (totalisant environ 60 % des 3,5
milliards de barils d’équivalent pétrole des réserves prouvées
nettes de la compagnie), ne seront pas considérés comme des
réserves prouvées à la fin de l’exercice 2020. Les estimations des
réserves prouvées peuvent dépendre d’un certain nombre de facteurs,
dont l’achèvement des projets de mise en valeur, le rendement des
gisements, les approbations réglementaires, la politique
gouvernementale, les préférences des consommations, les variations
du montant et du moment liés aux dépenses d’investissement, le
cadre des redevances et les changements importants des niveaux de
prix du pétrole et du gaz à long terme. La compagnie ne s’attend
pas à ce que la révision à la baisse des réserves prouvées
déclarées en vertu des définitions de la SEC affecte les opérations
de projets sous- entendu ou modifie ses perspectives pour les
volumes de production.
Au cours du deuxième trimestre de 2020, les gouvernements
fédéral et provinciaux canadiens ont instauré des plans et des
programmes pour appuyer les entreprises et les activités
économiques face aux effets perturbateurs de la pandémie de
COVID-19. Le gouvernement du Canada a instauré la Subvention
salariale d’urgence du Canada dans le cadre de son plan
d’intervention économique pour répondre à la COVID-19. La compagnie
a reçu des subventions salariales dans le cadre de ce programme et,
si elle y est admissible, elle entend continuer d’en faire la
demande. De plus, le gouvernement de l’Alberta a annoncé son plan
de relance, qui tient compte d’une proposition visant à accélérer
la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta,
initialement prévue par la loi en 2019. Si elle est adoptée, le
taux d’imposition des sociétés de l’Alberta sera réduit à 8 % à
compter du 1er juillet 2020, alors qu’il était auparavant réduit à
8 % à compter du 1er janvier 2022. L’effet cumulatif de cette
proposition de changement sur les états financiers de la compagnie
devrait être négligeable.
La compagnie a pris des mesures, conformément aux directives et
restrictions fédérales et provinciales, pour limiter la propagation
de COVID-19 parmi les employés, les entrepreneurs et l’ensemble de
la collectivité, ainsi que pour poursuivre ses activités
d’exploitation afin de garantir à ses clients un approvisionnement
fiable de produits puisqu’elle est un fournisseur de services
essentiels. D’autres mesures ont été mises en œuvre dans l’ensemble
de l’organisation, notamment des tests volontaires de dépistage de
la COVID-19 et des horaires de travail modifiés dans des camps en
région éloignée. La compagnie dispose d’excellents plans de
continuité des activités, qui ont été déployés dans le but de
minimiser les effets de la COVID-19 sur la productivité du
personnel. Ces mesures ont permis de gérer efficacement l’éclosion
de COVID-19 à Kearl et de réduire le nombre d’infections. En juin,
les services de santé de l’Alberta ont déclaré que l’éclosion à
Kearl était maîtrisée.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des
situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les
objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires,
sont des énoncés prévisionnels. Les énoncés prospectifs peuvent
être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, avoir
l’intention de, proposer, planifier, objectif, viser, projeter,
prévoir, cibler, estimer, s’attendre à, stratégie, perspectives,
calendrier, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et
d’autres termes semblables faisant référence à des périodes
futures. Les énoncés prospectifs qui figurent dans le présent
rapport font notamment référence aux effets continus de la pandémie
de COVID-19 sur les activités commerciales et de consommation; aux
réductions de capital et de dépenses déjà annoncées, y compris la
capacité à atteindre ces objectifs, à améliorer les flux de
trésorerie et à continuer à offrir une valeur aux actionnaires; à
la résilience du portefeuille opérationnel de la compagnie; à la
capacité à préserver une certaine marge de manœuvre en vue de
s’adapter à une conjoncture plus favorable; à la durée et aux
incidences de la révision de la deuxième usine de Kearl; à la bonne
position des actifs de la compagnie en vue de fournir un rendement
élevé et de s’adapter à un contexte commercial favorable; à la
production attendue de Kearl et de Cold Lake pour l’ensemble de
l’exercice 2020; à la stabilité et aux liquidités du marché du
crédit; aux perspectives de capital de 1,1 à 1,2 milliard de
dollars pour 2020, et à la réduction des dépenses d’exploitation de
500 millions de dollars par rapport à celles de 2019; aux effets de
la COVID-19 et aux conditions actuelles du secteur sur une longue
période, y compris la baisse des prix, des flux de trésorerie liés
à l’exploitation et des actifs d’exploitation à taux réduits; aux
changements au calendrier et à la durée des activités de révision à
Kearl et à Syncrude; à la durée et à la portée des autres activités
de révision planifiées dans l’ensemble des activités
d’exploitation; à l’amélioration attendue des taux d’utilisation de
la capacité de raffinage et des ventes de produits pétroliers au
cours du troisième trimestre; au point de vue de la compagnie sur
les principes fondamentaux de l’offre et de la demande à long
terme; aux répercussions de réductions futures des perspectives de
prix à long terme, y compris la dépréciation des actifs à long
terme; aux répercussions d’une baisse prolongée des prix du pétrole
et du gaz naturel sur les réserves prouvées en vertu des règles de
la SEC, y compris l’éventuelle révision à la baisse des réserves
prouvées de bitume; à l’intention de continuer de faire la demande
de la Subvention salariale d’urgence du Canada; à l’effet cumulatif
de l’accélération de la réduction du taux d’imposition des sociétés
par le gouvernement de l’Alberta; et aux incidences des mesures
prises face à la COVID-19.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les attentes,
estimations, projections et hypothèses actuelles de la compagnie au
moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et
d’exploitation futurs réels, y compris les attentes et les
hypothèses concernant la croissance de la demande et la combinaison
de sources énergétiques; le prix des marchandises, les taux de
change et conditions générales du marché; les taux, la croissance
et la composition de la production; les plans, le calendrier, les
coûts, les évaluations techniques et les capacités des projets,
ainsi que la capacité de la compagnie à exécuter efficacement ces
plans et à exploiter ses actifs; l’évolution de COVID-19 et ses
répercussions sur la capacité de l’Impériale à exploiter ses
actifs, notamment la fermeture éventuelle des installations en
raison des éclosions de COVID-19; la capacité de la compagnie à
exécuter efficacement ses plans de continuité des activités et à
mener ses activités d’intervention en cas de pandémie; la capacité
de la compagnie à réaliser des économies et à adapter les travaux
d’entretien; l’adoption et aux incidences de nouvelles
installations ou technologies, notamment sur la réduction de
l’intensité des émissions de gaz à effet de serre; l’utilisation de
la capacité de raffinage et les ventes de produits; les lois et les
politiques gouvernementales applicables, notamment la réduction et
les restrictions de la production en réponse à la COVID-19; les
sources de financement et la structure du capital, notamment la
capacité d’émettre des titres d’emprunt à long terme; ainsi qu’aux
dépenses reliées aux immobilisations et à l’environnement
pourraient varier considérablement selon un certain nombre de
facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou
locales de l’offre et de la demande de pétrole brut, de gaz naturel
et de produits pétroliers et pétrochimiques ainsi que les
répercussions sur les prix, les écarts et les marges qui en
résultent, y compris les mesures prises par les gouvernements
étrangers en ce qui concerne les niveaux et les prix de l’offre et
les effets de la COVID-19 sur la demande; la conjoncture économique
générale; la disponibilité et l’allocation du capital; les taux de
change; les transports pour accéder aux marchés; les événements
politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées
aux lois ou aux politiques gouvernementales telles que les lois
fiscales, la réduction de la production et les mesures prises en
réponse à la COVID-19; la disponibilité et le rendement des tiers
fournisseurs de services, compte tenu notamment des restrictions
liées à la COVID-19; l’efficacité de la gestion et la préparation
aux catastrophes, y compris les plans de continuité des activités
en réponse à la COVID-19; les risques environnementaux inhérents
aux activités d’exploration pétrolière et gazière et à la
production et aux activités connexes; la réglementation
environnementale, comprenant les changements climatiques et les
règlements concernant les gaz à effet de serre et les changements à
ces règlements; les difficultés techniques ou opérationnelles
imprévues; la gestion et les calendriers des projets et
l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; les résultats
des programmes de recherche et des nouvelles technologies, et la
capacité de commercialiser les nouvelles technologies à un prix
concurrentiel; les risques et dangers opérationnels; les incidents
de cybersécurité, y compris le recours accru aux modalités de
travail à distance et au déploiement des plans de continuité des
activités en raison de la COVID-19; et les autres facteurs dont il
est question dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la
rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les
résultats d’exploitation de la Compagnie Pétrolière Impériale
Limitée du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K et les
rapports provisoires ultérieurs sur le formulaire 10-Q.
Les énoncés prévisionnels ne garantissent pas le rendement futur
et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui
sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et
gazières, parfois exclusifs à la Compagnie pétrolière Impériale
Limitée. Les résultats réels de l’Impériale peuvent être
sensiblement différents des résultats implicites ou explicites
selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas
s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier
une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus
aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés
en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit
être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de
l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce rapport peut
renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
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.
Annexe I
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2020
2019
2020
2019
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
3 710
9 261
10 400
17 243
Total des dépenses
4 403
8 532
11 348
16 116
Bénéfice (perte) avant impôts
(693
)
729
(948
)
1 127
Impôts sur le bénéfice
(167
)
(483
)
(234
)
(378
)
Bénéfice (perte) net
(526
)
1 212
(714
)
1 505
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
(en dollars)
(0,72
)
1,58
(0,97
)
1,95
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en
dollars)
(0,72
)
1,57
(0,97
)
1,94
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après
impôts
9
10
15
6
Total des actifs au 30 juin
39 500
41 929
Total du passif au 30 juin
5 193
5 168
Capitaux propres au 30 juin
22 916
25 022
Capital utilisé au 30 juin
28 134
30 215
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
162
169
324
316
Par action ordinaire (en dollars)
0,22
0,22
0,44
0,41
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 30 juin
734,1
762,8
Moyenne – compte tenu d’une dilution
734,1
769,9
736,5
774,9
Annexe II
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2020
2019
2020
2019
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
233
1 087
233
1 087
Bénéfice (perte) net
(526
)
1 212
(714
)
1 505
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
413
392
866
782
Dépréciation d’actifs incorporels
-
-
20
-
(Gain) perte à la vente d’actifs
(10
)
(11
)
(17
)
(6
)
Dépréciation de l’inventaire à la valeur
marchande courante
(281
)
-
-
-
Impôts sur les bénéfices reportés et
autres
(242
)
(471
)
(199
)
(475
)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation :
(170
)
(96
)
(349
)
223
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
(816
)
1 026
(393
)
2 029
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(172
)
(429
)
(480
)
(892
)
Produits associés à la vente d’actifs
40
14
49
36
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(167
)
(521
)
(612
)
(1 038
)
Annexe III
Deuxième trimestre
Six mois
en millions de dollars canadiens
2020
2019
2020
2019
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
(444
)
985
(1 052
)
1 043
Secteur Aval
(32
)
258
370
515
Produits chimiques
7
38
28
72
Comptes non sectoriels et autres
(57
)
(69
)
(60
)
(125
)
Bénéfice (perte) net
(526
)
1 212
(714
)
1 505
Produits et autres revenus
Secteur Amont
1 180
3 707
3 554
6 895
Secteur Aval
2 738
6 881
8 117
12 813
Produits chimiques
199
314
459
637
Éliminations / Comptes non sectoriels et
autres
(407
)
(1 641
)
(1 730
)
(3 102
)
Produits et autres revenus
3 710
9 261
10 400
17 243
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
512
1 802
2 162
3 388
Secteur Aval
1 896
5 338
5 665
9 920
Produits chimiques
119
171
259
364
Éliminations
(412
)
(1 649
)
(1 745
)
(3 115
)
Achats de pétrole brut et de produits
2 115
5 662
6 341
10 557
Dépenses de production et de
fabrication
Secteur Amont
884
1 171
1 992
2 327
Secteur Aval
343
474
751
855
Produits chimiques
46
70
109
128
Éliminations
-
-
-
-
Dépenses de production et de
fabrication
1 273
1 715
2 852
3 310
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
145
301
376
673
Secteur Aval
51
111
127
240
Produits chimiques
2
6
11
23
Comptes non sectoriels et autres
9
11
24
22
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
207
429
538
958
Frais d’exploration imputés au bénéfice
inclus ci-dessus
3
5
4
38
Annexe IV
Données d’exploitation
Deuxième trimestre
Six mois
2020
2019
2020
2019
Production brute de pétrole brut et de
liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
Kearl
135
147
147
137
Cold Lake
123
135
131
140
Syncrude
50
80
61
79
Classique
11
13
14
13
Total de la production de pétrole brut
319
375
353
369
LGN mis en vente
2
2
2
1
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
321
377
355
370
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
157
138
167
142
Production brute d’équivalent pétrole
(a)
347
400
383
394
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de
LGN (en milliers de barils par jour)
Kearl
134
140
144
132
Cold Lake
122
108
128
115
Syncrude
49
69
60
69
Classique
11
13
12
12
Total de la production de pétrole brut
316
330
344
328
LGN mis en vente
1
1
1
2
Total de la production de pétrole brut et
de LGN
317
331
345
330
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
146
139
161
140
Production nette d’équivalent pétrole
(a)
341
354
372
353
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
199
198
209
187
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
176
188
183
189
Ventes de LGN (en milliers de
barils par jour)
2
5
2
6
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
12,82
57,19
15,54
53,20
Pétrole synthétique (le baril)
32,20
79,96
48,10
74,77
Pétrole brut classique (le baril)
15,47
58,20
30,26
55,29
LGN (le baril)
13,88
16,78
11,41
27,20
Gaz naturel (le millier de pieds
cubes)
1,50
1,94
1,69
2,40
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
278
344
330
364
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
66
81
78
86
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
178
250
205
245
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
125
162
152
172
Mazout lourd
18
28
16
23
Huiles lubrifiantes et autres produits
36
37
36
37
Ventes nettes de produits pétroliers
357
477
409
477
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes)
190
190
376
385
(a) Gaz converti en équivalent pétrole à
raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net par
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
action ordinaire – résultat dilué
(a)
en millions de dollars
canadiens
dollars canadiens
2016
Premier trimestre
(101
)
(0,12
)
Deuxième trimestre
(181
)
(0,21
)
Troisième trimestre
1 003
1,18
Quatrième trimestre
1 444
1,70
Exercice
2 165
2,55
2017
Premier trimestre
333
0,39
Deuxième trimestre
(77
)
(0,09
)
Troisième trimestre
371
0,44
Quatrième trimestre
(137
)
(0,16
)
Exercice
490
0,58
2018
Premier trimestre
516
0,62
Deuxième trimestre
196
0,24
Troisième trimestre
749
0,94
Quatrième trimestre
853
1,08
Exercice
2 314
2,86
2019
Premier trimestre
293
0,38
Deuxième trimestre
1 212
1,57
Troisième trimestre
424
0,56
Quatrième trimestre
271
0,36
Exercice
2 200
2,88
2020
Premier trimestre
(188
)
(0,25
)
Deuxième trimestre
(526
)
(0,72
)
Exercice
(714
)
(0,97
)
(a)
Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions
en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres
présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
Consultez la
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