L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation 2019

CALGARY, Alberta--(BUSINESS WIRE)--Imperial Oil Limited (TSX:IMO):

• Des bénéfices estimés de 2 200 millions de dollars pour l’ensemble de l’exercice; des flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation de 4 429 millions de dollars
• Production annuelle de 398 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, soit la plus élevée en plus de 25 ans
• Capacité de concassage supplémentaire de Kearl mise en service, comme prévu
• Plus de 2 milliards de dollars ont été versés aux actionnaires en 2019 sous la forme d’achats d’actions et de dividendes

	Quatrième trimestre			Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2019	2018	∆	2019	2018	∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	271	853	-582	2 200	2 314	-114
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	0,36	1,08	-0,72	2,88	2,86	+0,02
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	414	493	-79	1 814	1 427	+387

Le bénéfice net estimatif pour l’ensemble de l’exercice 2019 s’est établi à 2 200 millions de dollars, y compris des résultats au quatrième trimestre de 271 millions de dollars. 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, qui a pris effet en juin.

L’année a été caractérisée par de fortes performances en volume du secteur amont, notamment une production brute à Kearl supérieure à 200 000 barils par jour pour la deuxième année consécutive et la production annuelle la plus élevée à Syncrude depuis près d’une décennie. Dans le secteur aval, le débit des raffineries et les ventes de produits pétroliers ont été touchés par d’importantes activités de révision planifiée et par l’incident de la tour de fractionnement de Sarnia.

En 2019, la production brute d’équivalent pétrole en amont s’est élevée en moyenne à 398 000 barils par jour, avec une production totale de liquides de 374 000 barils par jour pour l’année, chacune atteignant son niveau le plus élevé depuis plus de 25 ans. La production brute totale à Kearl pour 2019 était en moyenne de 205 000 barils par jour.

Conformément aux plans, des installations de concassage supplémentaires ont été mises en service à Kearl et devraient améliorer encore plus la fiabilité, réduire les temps d’arrêt prévus, abaisser les coûts unitaires et permettre à l’actif d’atteindre 240 000 barils par jour de production brute totale en 2020.

En 2019, le débit moyen des raffineries a été de 353 000 barils par jour, les ventes de produits pétroliers se montant à 475 000 barils par jour. Tout au long de l’année, les taux d’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes ont été touchés par les importantes activités de révision planifiée aux raffineries de Nanticoke et de Sarnia, et par l’incident de la tour de fractionnement de Sarnia. La nouvelle tour a été mise en service en décembre.

« L’année 2019 a donné lieu à d’importants changements pour notre industrie », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « Dans ce contexte, les résultats de l’Impériale démontrent la force et la résilience du modèle d’affaires équilibré et intégré de la compagnie, les liquidités générées par les activités d’exploitation totalisant 4,4 milliards de dollars pour 2019, soit le montant le plus élevé en plus de cinq ans. »

Tout au long de l’année, la compagnie a mené à plusieurs initiatives clés, notamment le démarrage des concasseurs supplémentaires de Kearl et les activités de révision planifiées à l’échelle de la compagnie. « Les récents investissements dans la croissance, la fiabilité et l’amélioration des coûts et des marges constituent une base solide pour que l’Impériale continue à augmenter ses dividendes et à optimiser la valeur apportée à nos actionnaires », a affirmé M. Corson. « Je suis enchanté par la possibilité de tirer parti des atouts de l’Impériale et de guider la compagnie vers la nouvelle décennie. »

Faits saillants du quatrième trimestre

• Le bénéfice net a été de 271 millions de dollars ou 0,36 dollar par action sur une base diluée, par rapport à un bénéfice net de 853 millions de dollars, ou 1,08 dollar par action, au quatrième trimestre de 2018. Le bénéfice net pour l’exercice 2019 s’est élevé à 2 200 millions de dollars, soit 2,88 dollars par action sur une base diluée.
• Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 1 024 millions de dollars, comparativement à 871 millions de dollars au quatrième trimestre de 2018. Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation pour l’ensemble de l’année 2019 se sont élevés à 4 429 millions de dollars.
• Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 414 millions de dollars, comparativement à 493 millions de dollars au quatrième trimestre de 2018. Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration s’établissaient à 1 814 millions de dollars, ce qui cadre avec les lignes directrices fournies précédemment.
• La société a distribué 467 millions de dollars aux actionnaires au quatrième trimestre de 2019, dont 166 millions de dollars en dividendes et 301 millions de dollars en achats d’actions. Pour l’année, la compagnie a versé 631 millions de dollars en dividendes ou 0,82 dollar par action et a acheté environ 38,7 millions d’actions pour 1 373 millions de dollars.
• La production s’est établie en moyenne à 398 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, contre 431 000 barils par jour à la même période en 2018. Les résultats du quatrième trimestre reflètent une augmentation des activités de révision planifiée en 2019 par rapport à la même période de 2018.
• La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 208 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils), contre 217 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 154 000 barils) au cours du quatrième trimestre de 2018. Pour le quatrième trimestre, on estime à 19 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 13 000 barils) l’impact sur la production brute totale de la révision planifiée à l’une des deux usines, qui s'est déroulée du début septembre à la mi-octobre.
• La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake s’est établie à 140 000 barils par jour, comparativement à 151 000 barils par jour pour la même période en 2018. Les volumes ont été affectés par le rendement du gisement de Nabiye.
• La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 66 000 barils par jour, contre 89 000 barils par jour pour la même période en 2018. Une révision planifiée, qui a commencé en août et s’est achevée en novembre, a eu des répercussions sur la part de la production brute de la compagnie au cours du trimestre, estimée à 17 000 barils par jour.
• Les expéditions de pétrole brut par le biais du terminal ferroviaire d’Edmonton se sont chiffrées en moyenne à 53 000 barils par jour au quatrième trimestre, en hausse par rapport à 52 000 barils par jour au troisième trimestre de 2019. Les livraisons sont passées de zéro en octobre à 88 000 barils par jour en décembre.
• Le débit moyen des raffineries était de 321 000 barils par jour, par rapport à 408 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre de 2018. Le taux d’utilisation de la capacité de production était de 76 %, contre 96 % au quatrième trimestre de 2018. La société a réalisé d’importantes activités de révision planifiée dans les raffineries de Nanticoke et de Sarnia entre septembre et novembre et mis en service la nouvelle tour de fractionnement de Sarnia en décembre. En conséquence, le débit des raffineries en décembre était considérablement plus fort, atteignant une moyenne de 414 000 barils par jour.
• Les ventes de produits pétroliers étaient de 457 000 barils par jour, par rapport à 510 000 barils par jour lors du quatrième trimestre de 2018. La baisse des volumes est principalement attribuable à la diminution du débit des raffineries.
• L’expansion de la raffinerie de Strathcona est terminée. Achevée en novembre, l’expansion de la raffinerie de Strathcona permettra d’augmenter la capacité de traitement du pétrole brut lourd et la production d’asphalte.
• L’engagement pérenne de l’Impériale en faveur de la recherche. En 2019, l’Impériale a investi 170 millions de dollars dans la recherche et le développement, mettant l’accent sur la réduction de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre et l’augmentation de l’efficacité des activités en amont.
• Inauguration du lac Tourangeau. En octobre, des groupes autochtones locaux ont organisé une cérémonie de bénédiction et d’inauguration avant le début de la construction du deuxième lac de compensation de l’Impériale, qui s’inscrit dans le cadre de l’engagement de la compagnie à remplacer l’habitat du poisson touché par l’aménagement de Kearl. Le lac a été baptisé Tourangeau par les sages locaux pour honorer une famille autochtone qui a gardé une ligne de piégeage dans la région pendant des générations.

Comparaison des quatrièmes trimestres de 2019 et de 2018

Le bénéfice net de la compagnie au quatrième trimestre de 2019 s’est établi à 271 millions de dollars ou 0,36 dollar par action sur une base diluée, comparativement à 853 millions de dollars ou 1,08 dollar par action pour la même période en 2018.

Le secteur amont a enregistré un bénéfice net de 96 millions de dollars au cours du quatrième trimestre, soit une hausse de 406 millions de dollars par rapport à une perte nette de 310 millions de dollars à la même période de 2018. L’amélioration des résultats reflète une augmentation des prix du pétrole brut d’environ 770 millions de dollars et une diminution des dépenses d’exploitation d’environ 70 millions de dollars. Les résultats ont subi les effets d’une baisse des volumes d’environ 210 millions de dollars, d’une augmentation des redevances d’environ 90 millions de dollars et de fluctuations de taux de change défavorables.

Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) a été de 56,81 dollars américains par baril durant le quatrième trimestre de 2019, contre 59,54 dollars américains durant le même trimestre en 2018. Le prix moyen du Western Canada Select (WCS) s’est établi à 41,16 dollars américains le baril, contre 20,02 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel WTI et WCS s’est considérablement rétréci au cours du quatrième trimestre de 2019 pour s’établir en moyenne à environ 16 dollars américains le baril pour le trimestre, comparativement à environ 40 dollars américains le baril au cours de la même période en 2018.

Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,76 dollar américain au quatrième trimestre de 2019, soit pratiquement la même valeur qu’au quatrième trimestre de 2018.

Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a augmenté au cours du trimestre, principalement en raison de la hausse du cours moyen du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est établi à 42,80 dollars le baril au quatrième trimestre de 2019, en hausse par rapport aux 16,73 dollars le baril touchés au quatrième trimestre de 2018. Le prix moyen, en dollars canadiens, que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut synthétique a augmenté considérablement par rapport au WTI au cours du trimestre, principalement en raison du rétrécissement de l’écart avec le prix du pétrole brut léger de l’Ouest canadien. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique s’est établi à 74,12 dollars le baril au quatrième trimestre de 2019, en hausse par rapport aux 47,63 dollars le baril touchés au cours du même trimestre de 2018.

La production moyenne brute totale de bitume de Kearl s’est établie à 208 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils), contre 217 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 154 000 barils) au quatrième trimestre de 2018.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie à 140 000 barils par jour au quatrième trimestre, comparativement à 151 000 barils par jour pour la même période de 2018. Les volumes ont été affectés par le rendement du gisement de Nabiye.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée à 66 000 barils par jour, contre 89 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2018. La baisse de production s’explique principalement par l’activité de révision planifiée.

Le secteur aval a enregistré un bénéfice net de 225 millions de dollars dans le quatrième trimestre, contre 1 142 millions de dollars pour le quatrième trimestre de 2018. Cette baisse s’explique par la contraction des marges et l’activité de révision planifiée, qui ont retranché respectivement près de 680 et 220 millions de dollars au bénéfice.

Le débit moyen des raffineries était de 321 000 barils par jour, par rapport à 408 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre de 2018. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 76 %, contre 96 % au quatrième trimestre de 2018. La baisse de production s’explique principalement par l’activité de révision planifiée à Nanticoke.

Les ventes de produits pétroliers étaient de 457 000 barils par jour, par rapport à 510 000 barils par jour lors du quatrième trimestre de 2018. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la baisse des volumes raffinés.

La perte nette du secteur des Produits chimiques s’est établie à 2 millions de dollars pour le quatrième trimestre, contre un bénéfice net de 55 millions de dollars pour le même trimestre en 2018, une baisse principalement attribuable aux marges inférieures.

Les charges du siège social et autres charges se sont établies à 48 millions de dollars au cours du quatrième trimestre, contre 34 millions de dollars pour la même période en 2018.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 1 024 millions de dollars au quatrième trimestre, en hausse par rapport à 871 millions de dollars pour la période correspondante de 2018, reflétant principalement les effets favorables des fonds de roulement, contrebalancés en partie par le recul du bénéfice.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 399 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à 463 millions de dollars au cours de la période correspondante de 2018.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement étaient de 438 millions de dollars au cours du quatrième trimestre, comparativement à 568 millions de dollars au cours du quatrième trimestre de 2018. Les dividendes payés au cours du quatrième trimestre de 2019 étaient de 166 millions de dollars. Le dividende par action versé au quatrième trimestre a été de 0,22 dollar, une hausse par rapport à 0,19 dollar pour la période correspondante de 2018. Au cours du quatrième trimestre, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 9 millions d’actions pour 301 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation. Au quatrième trimestre de 2018, la compagnie a acheté environ 10,1 millions d’actions pour 410 millions de dollars.

Le solde de trésorerie de la compagnie s’est établi à 1 718 millions de dollars au 31 décembre 2019, comparativement à 988 millions de dollars à la fin de 2018.

À l’heure actuelle, la compagnie envisage d’effectuer ses rachats d’actions de manière uniforme pendant la durée du programme. Les plans de rachat peuvent être modifiés à tout moment sans préavis.

Faits saillants pour l’exercice financier

• Le bénéfice net s’est élevé à 2 200 millions de dollars, comparativement à 2 314 millions de dollars en 2018.
• Le bénéfice net par action sur une base diluée a été de 2,88 dollars, une hausse par rapport au bénéfice net par action ordinaire de 2,86 dollars en 2018.
• Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 4 429 millions de dollars, contre 3 922 millions de dollars en 2018.
• Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 1 814 millions de dollars. En 2020, les dépenses en immobilisations et frais d’exploration devraient se situer entre 1,6 milliard de dollars et 1,7 milliard de dollars.
• La production brute s’est élevée en moyenne à 398 000 barils d’équivalent pétrole par jour, en hausse par rapport à 383 000 barils par jour en 2018.
• Le débit moyen des raffineries était de 353 000 barils par jour, par rapport à 392 000 barils par jour en 2018.
• Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 475 000 barils par jour, par rapport à 504 000 barils par jour en 2018.
• Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a totalisé 0,85 dollar, en hausse par rapport à 0,73 dollar par action en 2018.
• Plus de 2 milliards de dollars ont été versés aux actionnaires sous la forme d’achats d’actions et de dividendes.

Comparaison des exercices complets de 2019 et de 2018

Le bénéfice net en 2019 s’est élevé à 2 200 millions de dollars ou 2,88 dollars par action sur une base diluée, comparativement à un bénéfice net de 2 314 millions de dollars ou 2,86 dollars par action en 2018. 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 28 juin 2019, le gouvernement de l’Alberta a adopté une réduction de 4 % du taux d’imposition provincial, le faisant passer de 12 à 8 % d’ici 2022.

Le bénéfice net du secteur amont s’est établi à 1 348 millions de dollars au cours de l’année, reflétant l’incidence favorable de la baisse de 689 millions de dollars du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta. Abstraction faite de cette incidence, le bénéfice net de 2019 s’est établi à 659 millions de dollars, en hausse de 797 millions de dollars par rapport à une perte nette de 138 millions de dollars en 2018. L’amélioration des résultats reflète une augmentation des prix obtenus pour le pétrole brut d’environ 1 000 millions de dollars, ainsi que des volumes plus élevés d’environ 350 millions de dollars, principalement à Syncrude et à Norman Wells. Les résultats ont subi l’incidence négative des redevances plus élevées d’environ 230 millions de dollars, de l’augmentation des charges d’exploitation d’environ 190 millions de dollars et d’une baisse des volumes à Cold Lake se chiffrant à environ 120 millions de dollars.

Le prix moyen de West Texas Intermediate s’est établi à 57,03 dollars américains le baril en 2019, une baisse par rapport à 65,03 dollars américains le baril en 2018. Le prix moyen du Western Canada Select s’est établi en moyenne à 44,29 dollars américains le baril et 38,71 dollars américains le baril respectivement pour les mêmes périodes. L’écart de prix entre WTI et WCS s’est amenuisé pour s’établir en moyenne à 13 dollars américains le baril en 2019, comparativement à environ 26 dollars américains le baril pour la même période en 2018.

Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,75 dollar américain en 2019, soit une baisse de 0,02 dollar américain par rapport à 2018.

Le prix moyen, en dollars canadiens, que l’Impériale a obtenu pour le bitume a augmenté en 2019, soutenu par une augmentation du WCS et des coûts de diluant plus faibles. Le prix touché pour le bitume s’est établi en moyenne à 50,02 dollars le baril, en hausse par rapport aux 37,56 dollars le baril obtenus en 2018. Le prix moyen, en dollars canadiens, que la compagnie a obtenu pour le pétrole brut synthétique a augmenté par rapport au WTI, principalement en raison du rétrécissement de l’écart avec le prix du pétrole brut léger de l’Ouest canadien. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 74,47 dollars le baril, soit une augmentation par rapport à 70,66 dollars le baril en 2018.

La production brute totale de bitume de Kearl s’est établie en moyenne à 205 000 barils par jour en 2019 (la part de l’Impériale se chiffrant à 145 000 barils), contre 206 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 146 000 barils) en 2018.

La production brute de bitume de Cold Lake s’est établie en moyenne à 140 000 barils par jour en 2019, comparativement à 147 000 barils par jour en 2018.

Au cours de 2019, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 73 000 barils par jour, en hausse par rapport à 62 000 barils par jour en 2018. L’augmentation de la production était principalement attribuable au fait qu’elle n’a pas eu à subir les répercussions d’une panne d’électricité, comme en 2018.

Le secteur aval a enregistré un bénéfice net de 961 millions de dollars, contre 2 366 millions de dollars en 2018. Cette baisse s’explique par la contraction des marges, des incidents de fiabilité, dont l’incident de la tour de fractionnement de Sarnia, les répercussions de l’augmentation des activités de révision planifiée et une diminution des volumes de ventes, qui ont retranché respectivement environ 1 130, 150, 140 et 130 millions de dollars au bénéfice. Ces facteurs ont été contrebalancés en partie par des fluctuations favorables des taux de change d’environ 90 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries était de 353 000 barils par jour en 2019, contre 392 000 barils par jour en 2018. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 83 %, contre 93 % en 2018. La baisse du débit est principalement attribuable aux répercussions de l’augmentation des activités de révision planifiée et de l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia.

Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 475 000 barils par jour en 2019, contre 504 000 barils par jour en 2018. La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la baisse des volumes raffinés.

Le bénéfice net du secteur des Produits chimiques a atteint le chiffre de 108 millions de dollars en 2019, contre 275 millions de dollars en 2018, principalement en raison de de la contraction des marges.

Les charges du siège social et autres charges se sont établies à 217 millions de dollars en 2019, contre 189 millions de dollars en 2018.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont élevés à 4 429 millions de dollars en 2019, en hausse par rapport à 3 922 millions de dollars en 2018, reflétant principalement les effets favorables des fonds de roulement, contrebalancés en partie par le recul du bénéfice, exception faite de l’effet de la réduction du taux d’imposition des sociétés de l’Alberta.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 1 704 millions de dollars en 2019, comparativement à 1 559 millions de dollars en 2018, reflétant principalement une hausse des acquisitions d’immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont élevés à 1 995 millions de dollars en 2019, comparativement à 2 570 millions de dollars en 2018. Les dividendes versés en 2019 se sont élevés à 631 millions de dollars. Le dividende versé par action en 2019 a été de 0,82 dollar, une hausse par rapport à 0,70 dollar en 2018. Au cours de 2019, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat, environ 38,7 millions d’actions pour 1 373 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation. En 2018, la compagnie a acheté environ 48,7 millions d’actions pour 1 971 millions de dollars.

Des données financières et d’exploitation clés suivent.

Énoncés prospectifs

Les énoncés contenus dans le présent communiqué qui sont liés à des situations ou à des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires, sont des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être caractérisés par des termes comme croire, anticiper, proposer, planifier, objectif, viser, estimer, s’attendre à, futur, continuer, probable, pouvoir, devoir, sera et d’autres termes semblables faisant référence à des périodes futures. Les déclarations relatives aux perspectives de production et à la croissance de Kearl, notamment les répercussions des installations concassage supplémentaires; la force et la résilience de la compagnie grâce à l’intégration; la capacité d’augmenter les dividendes et d’optimiser la valeur apportée aux actionnaires; la capacité de réduire l’intensité des émissions de gaz à effet de serre et d’augmenter l’efficacité grâce à la recherche et au développement; les répercussions sur la capacité et la production de l’expansion de la raffinerie de Strathcona; les achats prévus en vertu du programme de rachat des actions; et les dépenses en immobilisations et en frais d’exploration constituent des énoncés prospectifs.

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 les sources, l’offre et la composition de l’énergie; les prix des marchandises et les taux de change; les taux de production, la croissance et la composition de la production; les plans, les dates, les coûts, les capacités et l’exécution des projets, la durée de production et le recouvrement des ressources; les économies, les lois et politiques gouvernementales applicables; les dépenses reliées aux immobilisations et à l’environnement pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs. Ces facteurs comprennent les variations 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 et les marges qui en découlent; le transport pour accéder aux marchés; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois fiscales; l’opposition des tiers aux activités et aux projets; 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, les règlements concernant les gaz à effet de serre et les changements à ces règlements; les taux de change; la disponibilité et la répartition du capital; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services; les perturbations opérationnelles imprévues; l’efficacité de la gestion; la gestion de projet et les échéanciers; les réactions aux développements technologiques; les dangers et les risques opérationnels; les incidents de cybersécurité; la préparation aux catastrophes; la capacité de valoriser ou d’acquérir des réserves supplémentaires; 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.

Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, qui sont parfois similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et gazières, parfois exclusifs à l’Impériale. Les résultats réels de l’Impériale peuvent être sensiblement différents des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour de toute révision des énoncés prospectifs contenus aux présentes, sauf si la loi l’exige.

Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de l’Impériale. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total indiqué.

Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce rapport peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.

					Annexe I
			Quatrième trimestre			Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire			2019	2018		2019	2018
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
	Total des produits et des autres revenus		8 160	7 890		34 139	35 099
	Total des dépenses		7 795	6 804		32 093	32 026
	Bénéfice (perte) avant impôts		365	1 086		2 046	3 073
	Impôts sur le bénéfice		94	233		(154)	759
	Bénéfice (perte) net		271	853		2 200	2 314
	Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)		0,36	1,08		2,88	2,87
	Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)		0,36	1,08		2,88	2,86
Autres données financières
	Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts		11	17		42	38
	Total des actifs au 31 décembre					42 187	41 456
	Total du passif au 31 décembre					5 190	5 180
	Capitaux propres au 31 décembre					24 276	24 489
	Capital utilisé au 31 décembre					29 490	29 692
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
		Total	164	149		646	587
		Par action ordinaire (en dollars)	0,22	0,19		0,85	0,73
	Millions d’actions ordinaires en circulation
		Au 31 décembre				743,9	782,6
		Moyenne – compte tenu d’une dilution	749,9	789,6		765,0	810,1

				Annexe II
		Quatrième trimestre			Douze mois
en millions de dollars canadiens		2019	2018		2019	2018
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période		1 718	988		1 718	988
Bénéfice (perte) net		271	853		2 200	2 314
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
	Dépréciation et épuisement	397	410		1 598	1 509
	Dépréciation d’actifs incorporels	-	-		-	46
	(Gain) perte à la vente d’actifs	(12)	(25)		(46)	(54)
	Impôts sur les bénéfices reportés et autres	122	321		(237)	806
Variations de l’actif et du passif d’exploitation		246	(688)		914	(699)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation		1 024	871		4 429	3 922
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement		(399)	(463)		(1 704)	(1 559)
	Produits associés à la vente d’actifs	16	25		82	59
Flux de trésorerie liés aux activités de financement		(438)	(568)		(1 995)	(2 570)

				Annexe III
		Quatrième trimestre			Douze mois
en millions de dollars canadiens		2019	2018		2019	2018
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
	Secteur Amont	96	(310)		1 348	(138)
	Secteur Aval	225	1 142		961	2 366
	Produits chimiques	(2)	55		108	275
	Comptes non sectoriels et autres	(48)	(34)		(217)	(189)
	Bénéfice (perte) net	271	853		2 200	2 314
Produits et autres revenus
	Secteur Amont	3 297	2 290		13 297	11 170
	Secteur Aval	5 810	6 295		25 235	26 837
	Produits chimiques	226	331		1 161	1 518
	Éliminations / Comptes non sectoriels et autres	(1 173)	(1 026)		(5 554)	(4 426)
	Produits et autres revenus	8 160	7 890		34 139	35 099
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur Amont	1 802	1 320		6 566	5 833
	Secteur Aval	4 270	3 662		19 332	19 326
	Produits chimiques	136	174		667	831
	Éliminations	(1 180)	(1 031)		(5 581)	(4 449)
	Achats de pétrole brut et de produits	5 028	4 125		20 984	21 541
Dépenses de production et de fabrication
	Secteur Amont	1 026	1 114		4 440	4 305
	Secteur Aval	514	394		1 829	1 606
	Produits chimiques	69	56		251	210
	Éliminations	-	-		-	-
	Dépenses de production et de fabrication	1 609	1 564		6 520	6 121
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
	Secteur Amont	273	345		1 248	991
	Secteur Aval	120	133		484	383
	Produits chimiques	7	6		34	25
	Comptes non sectoriels et autres	14	9		48	28
	Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	414	493		1 814	1 427
	Frais d’exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus	5	6		47	19

			Annexe IV
Données d’exploitation		Quatrième trimestre		Douze mois
		2019	2018	2019	2018
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
	Kearl	147	154	145	146
	Cold Lake	140	151	140	147
	Syncrude	66	89	73	62
	Classique	15	11	14	5
	Total de la production de pétrole brut	368	405	372	360
	LGN mis en vente	2	2	2	1
	Total de la production de pétrole brut et de LGN	370	407	374	361
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)		169	144	145	129
Production brute d’équivalent pétrole (a)		398	431	398	383
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
	Kearl	142	130	140	135
	Cold Lake	115	128	114	120
	Syncrude	61	89	65	60
	Classique	16	12	13	5
	Total de la production de pétrole brut	334	359	332	320
	LGN mis en vente	1	1	1	2
	Total de la production de pétrole brut et de LGN	335	360	333	322
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)		163	138	144	126
Production nette d’équivalent pétrole (a)		362	383	357	343
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)		214	230	204	207
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)		173	201	183	199
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)		6	8	6	6
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
	Bitume (le baril)	42,80	16,73	50,02	37,56
	Pétrole synthétique (le baril)	74,12	47,63	74,47	70,66
	Pétrole brut classique (le baril)	43,44	22,95	51,81	41,84
	LGN (le baril)	20,47	38,18	22,83	38,66
	Gaz naturel (le millier de pieds cubes)	2,02	2,59	2,05	2,43
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)		321	408	353	392
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)		76	96	83	93
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
	Essence	248	258	249	255
	Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur	161	189	167	183
	Mazout lourd	11	27	21	26
	Huiles lubrifiantes et autres produits	37	36	38	40
	Ventes nettes de produits pétroliers	457	510	475	504
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)		153	181	732	807
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
2015
Premier trimestre	421	0,50
Deuxième trimestre	120	0,14
Troisième trimestre	479	0,56
Quatrième trimestre	102	0,12
Exercice	1 122	1,32
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
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.