L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation du quatrième trimestre de 2020

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

• Les pertes nettes au quatrième trimestre se sont élevées à 1 146 millions de dollars, incluant une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 171 millions de dollars
• Les flux de trésorerie générés par les activités opérationnelles se sont élevés à 316 millions de dollars au quatrième trimestre, incluant les effets défavorables du fonds de roulement de 218 millions de dollars
• La production trimestrielle dans le secteur amont est la plus élevée depuis 30 ans, incitée par une production record à Kearl
• Les objectifs de réduction des coûts annuels ont été surpassés, avec des dépenses de production et de fabrication en baisse de 985 millions de dollars par rapport à 2019, soit une économie de 15 % par rapport à 2019
• Les dépenses annuelles en immobilisations se sont élevées à 874 millions de dollars, ce qui cadre avec les lignes directrices les plus récentes et représente moins de la moitié des dépenses de 2019
• Le dividende a été maintenu tout au long de l’année, y compris un versement de plus de 900 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes et de rachats d’actions en 2020

	Quatrième trimestre			Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2020	2019	∆	2020	2019	∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	(1 146)	271	-1 417	(1 857)	2 200	-4 057
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	(1,56)	0,36	-1,92	(2,53)	2,88	-5,41
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	195	414	-219	874	1 814	-940

« L’année écoulée a été exceptionnellement difficile, non seulement pour la compagnie et nos employés, mais aussi pour la société dans son ensemble », a déclaré Brad Corson, président du conseil d’administration, président et chef de la direction. « En dépit de forts vents contraires, le rendement opérationnel de l’Impériale de même que ses efforts de gestion des coûts ont dépassé les attentes. Nous avions fixé des objectifs ambitieux de réduction du capital et des dépenses au premier trimestre de 2020, et nous les avons dépassés. Je suis particulièrement fier des efforts que nos employés ont déployés dans ce contexte, assurant la sécurité et la fiabilité des activités ainsi que leur propre sécurité et celle de leurs collègues, tout en faisant bénéficier nos clients d’un approvisionnement fiable en produits essentiels. »

La compagnie a enregistré une perte nette de 1 146 millions de dollars au quatrième trimestre, laquelle tient compte d’une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 171 millions de dollars liée à la décision précédemment annoncée de ne pas exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non conventionnels. Ces actifs non essentiels sont des actifs non exploités et non mis en valeur, et la compagnie ne prévoit aucun décaissement important en rapport avec cette dépréciation. Cette décision s’inscrit dans la stratégie de l’Impériale consistant à concentrer ses ressources du secteur amont et ses efforts sur ses principaux actifs, à savoir les sables bitumineux, ainsi que sur les volets les plus intéressants de son portefeuille d’actifs non conventionnels. Si l’on exclut les effets ponctuels de cette dépréciation, le bénéfice a continué de s’améliorer tout au long du second semestre de 2020. En dépit d’un contexte économique et industriel toujours difficile, l’Impériale a généré des flux de trésorerie d’exploitation de 316 millions de dollars au dernier trimestre de 2020, y compris les effets défavorables du fonds de roulement de 218 millions de dollars.

La production du secteur amont pour le quatrième trimestre s’est élevée en moyenne à 460 000 barils d’équivalents pétrole brut par jour, notre meilleure production trimestrielle depuis 30 ans. La production brute moyenne totale de Kearl s’est élevée à 284 000 barils par jour. Il s’agit d’un nouveau record trimestriel pour cet actif, puisqu’il surpasse de 40 000 barils par jour son précédent record trimestriel.

« La capacité de l’Impériale à atteindre ces volumes record est attribuable aux concasseurs supplémentaires à Kearl, ainsi que par notre décision stratégique prise plus tôt dans l’année d’avancer au troisième trimestre les activités de maintenance prévues au quatrième trimestre en réponse aux conditions du marché », a affirmé M. Corson.

Dans le secteur aval, le débit moyen était de 359 000 barils par jour et le taux d’utilisation de 85 % au quatrième trimestre, contre 321 000 barils par jour et 76 % au cours de la même période en 2019. Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 416 000 barils par jour, comparativement à 457 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2019, la demande de produits ayant été ébranlée par la pandémie de COVID-19.

L’Impériale a continué de mettre l’accent sur l’excellence opérationnelle et le contrôle des coûts tout au long du quatrième trimestre, en poursuivant des améliorations structurelles dans tous les secteurs. Les dépenses de production et de fabrication pour l’exercice ont totalisé 5 535 millions de dollars, soit une réduction de 985 millions de dollars par rapport à l’exercice 2019. Cette réduction a permis à la compagnie de dépasser de près du double l’engagement qu’elle avait pris en 2020 de réduire ses dépenses de 500 millions de dollars. Les dépenses en immobilisations de 874 millions de dollars en 2020 sont conformes aux prévisions récemment mises à jour de 900 millions de dollars, et représentent moins de la moitié des dépenses de 2019.

« Malgré les nombreux défis à relever en 2020, l’Impériale a continué à afficher de solides résultats financiers et opérationnels », a affirmé M. Corson. « La compagnie a considérablement réduit ses niveaux de capital et de dépenses tout en atteignant des records de production et en affichant de solides résultats sur le plan de la sécurité. À l’avenir, nous continuerons à mettre l’accent sur la croissance économique des volumes, sur le maintien du contrôle des dépenses et du capital et sur la remise d’argent aux actionnaires, tout en s'appuyant sur les améliorations fondamentales de 2020. »

Faits marquants du quatrième trimestre

• La perte nette a été de 1 146 millions de dollars ou 1,56 dollar par action sur une base diluée, par rapport à un bénéfice net de 271 millions de dollars, ou 0,36 dollar par action, au quatrième trimestre de 2019. Les résultats du trimestre en cours comprennent une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 171 millions de dollars liée à la décision annoncée en novembre 2020 par la compagnie de ne pas exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non conventionnels.
• Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 316 millions de dollars, comparativement à 1 024 millions de dollars pour la même période en 2019, principalement en raison des effets défavorables du fonds de roulement de 464 millions de dollars par rapport au quatrième trimestre de 2019. L’Impériale a clôturé l’exercice 2020 avec une encaisse de 771 millions de dollars.
• Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 195 millions de dollars, comparativement à 414 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019. Les dépenses en immobilisations de 874 millions de dollars pour l’exercice complet sont inférieures de 940 millions de dollars à celles de 2019 en raison des efforts de la compagnie pour réduire le capital.
• Les dividendes payés ont totalisé 161 millions de dollars ou 0,22 dollar par action, contre 166 millions de dollars ou 0,22 dollar par action au quatrième trimestre de 2019. La compagnie a maintenu son dividende tout au long de l’exercice, malgré un contexte commercial difficile.
• La production brute s’est élevée en moyenne à 460 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, en hausse par rapport à 398 000 barils par jour pour la période correspondante de 2019. Au quatrième trimestre de 2020, la compagnie a réalisé sa production trimestrielle la plus élevée depuis 30 ans, induite par une production record à Kearl.
• La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est élevée en moyenne à 284 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 202 000 barils), contre 208 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils) au cours du quatrième trimestre de 2019. Le site a réalisé une production record au cours du quatrième trimestre de 2020, dépassant de 40 000 barils par jour le record trimestriel précédent.
• La production brute moyenne de bitume au site de Cold Lake s’est établie à 136 000 barils par jour, contre 140 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre de 2019.
• La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée en moyenne à 87 000 barils par jour, une hausse par rapport à 66 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2019, principalement liée à l’absence d’activités de révision au cours de l’exercice précédent.
• Le débit moyen des raffineries était de 359 000 barils par jour, une hausse par rapport à 321 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2019. L’utilisation des capacités de production était de 85 %, contre 76 % au quatrième trimestre de 2019. La hausse du débit est principalement attribuable à l’absence d’activités de révision planifiées au cours de l’exercice précédent à Nanticoke, partiellement compensée par la faiblesse de la demande du marché en raison de la pandémie de COVID-19.
• Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 416 000 barils par jour, par rapport à 457 000 barils par jour lors du quatrième 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.
• Les bénéfices nets du secteur Produits chimiques étaient de 23 millions de dollars au cours du trimestre, comparativement à une perte nette de 2 millions de dollars au quatrième trimestre de 2019.
• L’Impériale a été nommée l’un des meilleurs employeurs du Canada. L’Impériale est fière d’avoir été nommée l’un des 100 meilleurs employeurs du Canada pour l’année 2021. En plus de cette reconnaissance nationale, la compagnie a été reconnue comme l’un des 70 meilleurs employeurs de l’Alberta, l’un des meilleurs employeurs pour les Canadiens âgés de plus de 40 ans ainsi que l’un des meilleurs employeurs pour les jeunes Canadiens.

Comparaison des quatrièmes trimestres de 2020 et de 2019

La compagnie a enregistré une perte nette de 1 146 millions de dollars, soit 1,56 dollar par action sur une base diluée, au quatrième trimestre de 2020, par rapport à un bénéfice net de 271 millions de dollars, soit 0,36 dollar par action, pour la même période en 2019. Les résultats du quatrième trimestre de 2020 tiennent compte d’une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 171 millions de dollars après impôts, liée à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non conventionnels.

Le secteur amont a enregistré une perte nette de 1 192 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à un bénéfice net de 96 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats ont été affectés négativement par une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 171 millions de dollars liée à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non conventionnels, une baisse des prix obtenus d’environ 270 millions de dollars et des charges d’exploitation plus élevées d’environ 70 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par des volumes d’environ 180 millions de dollars plus élevés et une baisse des redevances d’environ 80 millions de dollars.

Le prix moyen du West Texas Intermediate (WTI) s’est établi à 42,70 dollars américains le baril au quatrième trimestre de 2020, contre 56,81 dollars américains le baril au trimestre correspondant de 2019. Le prix moyen du Western Canada Select (WCS) s’est établi à 33,35 dollars américains le baril et à 41,16 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. Le différentiel entre WTI et WCS s’est établi en moyenne à environ 9 dollars américains par baril au quatrième trimestre de 2020, comparativement à environ 16 dollars américains pour la même période en 2019.

Le dollar canadien s’est établi en moyenne à 0,77 dollar américain au quatrième trimestre de 2020, soit une hausse de 0,01 dollar américain depuis le quatrième 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 diminution du WCS. Le prix moyen obtenu pour le bitume s’est établi à 34,19 dollars le baril pour le quatrième trimestre de 2020, comparativement à 42,80 dollars le baril touchés au quatrième 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, 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 51,28 dollars le baril au quatrième trimestre de 2020, contre 74,12 dollars le baril à la période correspondante de 2019.

La production moyenne brute totale de bitume à Kearl s’est élevée à 284 000 barils par jour au cours du quatrième trimestre (la part de l’Impériale se chiffrant à 202 000 barils), soit la production trimestrielle la plus importante dans l’histoire des actifs, contre 208 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 147 000 barils) au quatrième trimestre de 2019. La hausse de la production est principalement attribuable à l’ajout d’installations de concassage supplémentaires en 2020 et à l’absence d’activités de révision au cours de l’exercice précédent.

La production brute moyenne de bitume de Cold Lake s’est établie à 136 000 barils par jour au quatrième trimestre, comparativement à 140 000 barils par jour pour la même période de 2019.

La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est élevée à 87 000 barils par jour, contre 66 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2019. Cette hausse de production est principalement attribuable à l’absence d’activités de révision en 2020.

Le secteur aval a enregistré un bénéfice net de 106 millions de dollars au quatrième trimestre de 2020, comparativement à un bénéfice net de 225 millions de dollars pour la même période en 2019. Les résultats ont été affectés négativement par une baisse des marges d’environ 240 millions de dollars et par les volumes de ventes d’environ 60 millions de dollars moins élevés. Ces éléments ont été partiellement compensés par une diminution des coûts de révision d’environ 120 millions de dollars, principalement liée à l’absence d’activités de révision au quatrième trimestre de 2020, ainsi qu’à des charges d’exploitation moins élevées d’environ 50 millions de dollars.

Le débit moyen des raffineries était de 359 000 barils par jour, une hausse par rapport à 321 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2019. L’utilisation des capacités de production était de 85 %, contre 76 % au quatrième trimestre de 2019. La hausse du débit est principalement attribuable à l’absence d’activités de révision planifiées au cours de l’exercice précédent à Nanticoke, partiellement compensée par la faiblesse de la demande du marché en raison de la pandémie de COVID-19.

Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 416 000 barils par jour, contre 457 000 barils par jour lors du quatrième 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 des Produits chimiques s’est élevé à 23 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à une perte nette de 2 millions de dollars au trimestre correspondant de 2019.

Les charges du siège social et autres charges se sont élevées à 83 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à 48 millions de dollars pour la période correspondante de 2019.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 316 millions de dollars au quatrième trimestre, contre 1 024 millions de dollars pour la période correspondante de 2019, reflétant principalement les effets défavorables du fonds de roulement.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 197 millions de dollars au quatrième trimestre, comparativement à 399 millions de dollars pour la période correspondante de 2019, reflétant principalement une réduction des acquisitions d’immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 165 millions de dollars au cours du quatrième trimestre, comparativement à 438 millions de dollars au cours du quatrième trimestre de 2019. Les dividendes versés au quatrième trimestre de 2020 étaient de 161 millions de dollars. Le dividende par action versé au quatrième trimestre a été de 0,22 dollar, à l’instar de la période correspondante de 2019. La compagnie n’a pas effectué de rachats d’actions au quatrième trimestre, sauf dans des cas strictement limités pour éliminer la dilution des actions émises dans le cadre de son régime d’unités d’actions non acquises. Au quatrième trimestre de 2019, la compagnie a racheté environ 9 millions d’actions pour 301 millions de dollars, ce qui comprend les actions rachetées à la société Exxon Mobil Corporation.

Le solde de trésorerie de l’entreprise s’établissait à 771 millions de dollars au 31 décembre 2020, comparativement à 1 718 millions de dollars à la fin du quatrième trimestre de 2019.

Faits saillants pour l’exercice financier

• La perte nette s’est établie à 1 857 millions de dollars, comparativement à un bénéfice net de 2 200 millions de dollars en 2019.
• La perte nette par action sur une base diluée a été de 2,53 dollars, comparativement à un bénéfice net par action de 2,88 dollars en 2019.
• Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 798 millions de dollars, contre 4 429 millions de dollars en 2019.
• Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 874 millions de dollars, comparativement à 1 814 millions de dollars en 2019.
• La moyenne de la production de pétrole brut équivalent a été de 398 000 barils par jour, une production demeurée pratiquement inchangée par rapport à 2019.
• Le débit moyen des raffineries était de 340 000 barils par jour, par rapport à 353 000 barils par jour en 2019.
• Les ventes de produits pétroliers étaient de 421 000 barils par jour, contre 475 000 barils par jour en 2019.
• Le dividende par action déclaré depuis le début de l’exercice a totalisé 0,88 dollar, en hausse par rapport à 0,85 dollar par action en 2019.
• L’Impériale a versé 923 millions de dollars aux actionnaires sous la forme de dividendes et d’achats d’actions.

Comparaison des exercices complets de 2020 et de 2019

La perte nette en 2020 s’est établie à 1 857 millions de dollars ou 2,53 dollars par action sur une base diluée, comparativement à un bénéfice net de 2 200 millions de dollars ou 2,88 dollars par action en 2019. Les résultats de l’exercice en cours tiennent compte d’une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 171 millions de dollars après impôts, liée à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non conventionnels, ainsi que de l’incidence favorable d’environ 115 millions de dollars après impôts, associée à la Subvention salariale d’urgence du Canada (SSUC), qui comprend la part proportionnelle de l’Impériale dans une coentreprise. Les résultats de l’exercice de 2019 tenaient compte de l’incidence favorable 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 2 318 millions de dollars, comparativement à un bénéfice net de 1 348 millions de dollars en 2019. Les résultats ont subi l’incidence négative d’une baisse des prix d’environ 2 620 millions de dollars, d’une charge de dépréciation hors trésorerie de 1 171 millions de dollars liée à la décision de la compagnie de ne plus exploiter une bonne partie de son portefeuille d’actifs non conventionnels, 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 130 millions de dollars. Ces éléments ont été partiellement compensés par la baisse des redevances d’environ 540 millions de dollars, des charges d’exploitation moins élevées d’environ 250 millions de dollars, les effets de change favorables d’environ 100 millions de dollars et environ 70 millions de dollars liés à la SSUC reçue par la compagnie qui comprend la part proportionnelle de l’Impériale dans une coentreprise.

Le prix moyen du baril de West Texas Intermediate s’est établie à 39,26 dollars américains en 2020, une baisse par rapport à 57,03 dollars américains le baril en 2019. Le prix moyen du Western Canada Select s’est établi en moyenne à 26,87 dollars américains le baril et 44,29 dollars américains le baril pour les mêmes périodes. L’écart entre WTI et WCS s’est creusé pour s’établir en moyenne à 12 dollars américains le baril en 2020, comparativement à environ 13 dollars américains le baril à la même période en 2019.

Le dollar canadien valait en moyenne 0,75 dollar américain en 2020, un taux de change demeuré pratiquement inchangé par rapport à 2019.

Le prix moyen que l’Impériale a touché en dollars canadiens pour le bitume a diminué en 2020, principalement en raison de la diminution du WCS. Le prix touché pour le bitume s’est établi en moyenne à 25,69 dollars le baril, contre 50,02 dollars le baril en 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, rajusté pour tenir compte des variations des taux de change et des frais de transport. Le prix moyen obtenu pour le pétrole brut synthétique était de 49,76 dollars par baril, contre 74,47 dollars par baril en 2019.

La production moyenne brute totale de bitume à Kearl s’est élevée à 222 000 barils par jour en 2020 (la part de l’Impériale se chiffrant à 158 000 barils), soit la production trimestrielle la plus importante dans l’histoire des actifs, contre 205 000 barils par jour (la part de l’Impériale se chiffrant à 145 000 barils) en 2019. La hausse de la production s’explique par l’ajout d’installations de concassage supplémentaires en 2020, partiellement compensée 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 132 000 barils par jour en 2020, contre 140 000 barils par jour en 2019.

Au cours de 2020, la quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 69 000 barils par jour, comparativement à 73 000 barils par jour en 2019.

Le bénéfice net du secteur aval s’est établi à 553 millions de dollars, comparativement à 961 millions de dollars en 2019. Les résultats ont été affectés négativement par une baisse des marges d’environ 710 millions de dollars et par les volumes de ventes d’environ 290 millions de dollars moins élevés. Ces éléments ont été compensés par une baisse des dépenses d’exploitation d’environ 190 millions de dollars, par une diminution des coûts de révision de 190 millions de dollars principalement liée à la réduction des activités de révision au cours de l’exercice et par une amélioration en fiabilité d’environ 180 millions de dollars, principalement liée à l’absence de l’incident à la tour de fractionnement de Sarnia survenu en avril 2019.

Le débit moyen des raffineries a été de 340 000 barils par jour en 2020, contre 353 000 barils par jour en 2019. Le taux d’utilisation de la capacité a été de 80 %, comparativement à 83 % en 2019. La baisse du débit est attribuable à la réduction de la demande en raison de la pandémie de COVID-19, partiellement compensée par une baisse des activités de révision des raffineries et des événements affectant la fiabilité, y compris l’absence de répercussions liées à l’incident survenu dans la tour de fractionnement de Sarnia en avril 2019.

Les ventes de produits pétroliers se sont établies à 421 000 barils par jour en 2020, par rapport à 475 000 barils par jour 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 78 millions de dollars en 2020, comparativement à 108 millions de dollars en 2019, reflétant principalement une contraction des marges.

Les comptes non sectoriels ont affiché un solde de 170 millions de dollars en 2020, comparativement à un solde de 217 millions de dollars en 2019.

Les flux de trésorerie générés par les activités d’exploitation se sont établis à 798 millions de dollars en 2020, contre 4 429 millions de dollars en 2019, reflétant principalement la baisse des prix obtenus dans le secteur amont et les effets défavorables du fonds de roulement.

Les activités d’investissement ont utilisé des flux de trésorerie nets de 802 millions de dollars en 2020, comparativement à 1 704 millions de dollars en 2019, reflétant principalement une diminution des acquisitions d’immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie affectés aux activités de financement se sont établis à 943 millions de dollars en 2020, comparativement à 1 995 millions de dollars en 2019. Les dividendes versés en 2020 se sont élevés à 649 millions de dollars. Le dividende versé par action en 2020 a été de 0,88 dollar, une hausse par rapport à 0,82 dollar en 2019. En 2020, la compagnie a racheté, dans le cadre de son programme de rachat d’actions, environ 9,8 millions d’actions pour 274 millions de dollars. En 2019, la compagnie avait racheté environ 38,7 millions d’actions pour 1 373 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 augmenter le niveau des stocks et chuter les prix du pétrole brut, du gaz naturel et des produits pétroliers. Les conditions du marché ont continué à refléter une grande incertitude tout au long de 2020; les activités commerciales et de consommation se sont quelque peu redressées, mais par rapport aux périodes précédentes, elles sont demeurées moins importantes en raison de la pandémie. Malgré les mesures prises par les principaux pays producteurs de pétrole pour réduire l’offre excédentaire et l’amélioration des conditions du marché du crédit, qui a permis de fournir suffisamment de liquidités aux entreprises solvables, il est de plus en plus probable que les effets économiques défavorables persisteront, dans une certaine mesure, jusqu’en 2021.

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 pour 2020 se sont établies à 874 millions de dollars, ce qui cadre avec les lignes directrices de la compagnie les plus récentes, à savoir 900 millions, et représente moins de la moitié des dépenses de 2019. En 2021, les dépenses en immobilisations devraient s’élever à environ 1,2 milliard de dollars. De plus, les dépenses de production et de fabrication pour l’exercice ont été inférieures de 985 millions de dollars à celles de l’exercice précédent. Cette diminution a permis à la compagnie de dépasser de près du double l’engagement qu’elle avait pris en 2020 de réduire ses dépenses de 500 millions de dollars.

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 en 2020. Les conditions du secteur observées en 2020 ont entraîné une baisse des prix obtenus pour les produits de la compagnie et se sont traduites par une diminution marquée du bénéfice et des flux de trésorerie d’exploitation tout au long de l’année 2020 par rapport à 2019. En réaction à ces conditions, la compagnie a exploité certains actifs à taux réduits et ajusté les activités de révision et d’entretien planifiées au cours du deuxième et du troisième trimestre afin de réduire les effectifs sur place et d’établir un meilleur équilibre entre la production et la demande. 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, mais une amélioration de la demande de produits a été constatée au cours de la deuxième moitié de l’année. La durée et la gravité des répercussions de la COVID-19 sur la demande 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.

Comme divulgué dans le formulaire 10-K 2019 de l’Impériale et mis à jour par la suite dans chacun des rapports trimestriels (formulaire 10-Q) de la compagnie pour 2020, les faibles cours du pétrole brut et du gaz naturel peuvent avoir un impact sur les réserves de l’Impériale tel qu’il est mentionné en vertu des règles de la Commission des valeurs mobilières des États-Unis (SEC). La faiblesse des prix qui a commencé à la fin du premier trimestre de 2020 a eu d’importantes répercussions sur les prix moyens du pétrole brut de l’Impériale en 2020. 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 et de Cold Lake, ne seront pas considérés comme des réserves prouvées à la fin de l’exercice 2020 (environ 2,2 milliards de barils de bitume à Kearl et environ 0,6 milliard de barils à Cold Lake). Des révisions à la baisse comparables des réserves prouvées de bitume découlant de la faiblesse des prix avaient été observées à la fin de 2016. Les montants définitifs doivent encore être soumis à l’examen de la direction et seront divulgués dans le formulaire 10-K 2020. Les estimations des réserves prouvées peuvent dépendre d’un certain nombre de facteurs, dont l’achèvement et l’optimisation des projets de mise en valeur, le rendement des gisements, les approbations réglementaires, les politiques gouvernementales, les préférences de consommation, les variations du montant et du moment des investissements en capital, le cadre des redevances et les changements importants des 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-jacents ou modifie ses perspectives pour les volumes de production.

Au cours du deuxième trimestre de 2020, les gouvernements fédéral et provinciaux canadiens ont lancé 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 (SSUC) dans le cadre de son plan d’intervention économique pour répondre à la COVID-19, et a prolongé la SSUC jusqu’en juin 2021. 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. Par ailleurs, au quatrième trimestre, le gouvernement de l’Alberta a promulgué une réduction accélérée du taux d’imposition des sociétés à 8 % dès le 1^er juillet 2020, alors que la loi précédente prévoyait une réduction à 8 % à partir du 1^er janvier 2022. Le changement du taux d’imposition des sociétés n’a pas eu d’incidence importante sur les états financiers de la compagnie.

La compagnie a pris des mesures, conformément aux directives et restrictions fédérales et provinciales, pour limiter la propagation de la 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. 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.

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 à la décision de ne pas exploiter une bonne partie du portefeuille d’actifs non conventionnels de la compagnie, et à sa stratégie de se concentrer sur ses principaux actifs que constituent les sables bitumineux ainsi que sur les volets les plus intéressants de son portefeuille d’actifs non conventionnels; en continuant à mettre l’accent sur la croissance économique des volumes, sur le maintien du contrôle des dépenses et du capital, et sur la remise d’argent aux actionnaires aux dépenses en immobilisations prévues pour l’année 2021 d’environ 1,2 milliard de dollars; à l’incertitude du marché et l’ampleur des effets actuels de la pandémie de COVID-19 sur l’activité économique; aux répercussions de la faiblesse des prix du pétrole et du gaz naturel sur les réserves prouvées en vertu des règles de la SEC, y compris le fait que certains volumes ne pourront être considérés comme des réserves prouvées à la fin de l’exercice 2020; à l’intention de continuer de faire la demande de la Subvention salariale d’urgence du Canada; 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 les 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; la capacité de la compagnie à réaliser des économies de coûts; l’évolution de la COVID-19 et ses répercussions sur la capacité de l’Impériale à exploiter ses actifs, y compris la fermeture éventuelle des installations en raison d’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; les lois et les politiques gouvernementales applicables, y compris les restrictions en réponse à la COVID-19; les sources de financement et la structure du capital; ainsi que les 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; 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 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; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; la réglementation environnementale, y compris 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; l’obtention, en temps utile, des approbations réglementaires et de tiers; les risques et dangers opérationnels; les incidents de cyber sécurité, 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.

					Annexe I
			Quatrième trimestre			Douze 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		6 033	8 122		22 388	34 101
	Total des dépenses		7 496	7 757		24 796	32 055
	Bénéfice (perte) avant impôts		(1 463)	365		(2 408)	2 046
	Impôts sur le bénéfice		(317)	94		(551)	(154)
	Bénéfice (perte) net		(1 146)	271		(1 857)	2 200
	Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)		(1,56)	0,36		(2,53)	2,88
	Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)		(1,56)	0,36		(2,53)	2,88
Autres données financières
	Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts		7	11		32	42
	Total de l’actif au 31 décembre					38 031	42 187
	Total du passif au 31 décembre					5 184	5 190
	Capitaux propres au 31 décembre					21 418	24 276
	Capital utilisé au 31 décembre					26 628	29 490
	Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
		Total	162	164		647	646
		Par action ordinaire (en dollars)	0,22	0,22		0,88	0,85
	Millions d’actions ordinaires en circulation
		Au 31 décembre				734,1	743,9
		Moyenne – compte tenu d’une dilution	734,1	749,9		735,3	765,0

				Annexe II
		Quatrième trimestre			Douze mois
en millions de dollars canadiens		2020	2019		2020	2019
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période		771	1 718		771	1 718
Bénéfice (perte) net		(1 146)	271		(1 857)	2 200
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
	Dépréciation et épuisement	1 998	397		3 273	1 598
	Dépréciation d’actifs incorporels	-	-		20	-
	(Gain) perte à la vente d’actifs	(7)	(12)		(35)	(46)
	Impôts sur les bénéfices reportés et autres	(311)	122		(521)	(237)
Variations de l’actif et du passif d’exploitation :		(218)	246		(82)	914
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation		316	1 024		798	4 429
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement		(197)	(399)		(802)	(1 704)
	Produits associés à la vente d’actifs	14	16		82	82
Flux de trésorerie liés aux activités de financement		(165)	(438)		(943)	(1 995)

				Annexe III
		Quatrième trimestre			Douze mois
en millions de dollars canadiens		2020	2019		2020	2019
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
	Secteur Amont	(1 192)	96		(2 318)	1 348
	Secteur Aval	106	225		553	961
	Produits chimiques	23	(2)		78	108
	Comptes non sectoriels et autres	(83)	(48)		(170)	(217)
	Bénéfice (perte) net	(1 146)	271		(1 857)	2 200
Produits et autres revenus
	Secteur Amont	2 940	3 259		8 797	13 259
	Secteur Aval	4 213	5 810		16 736	25 235
	Produits chimiques	281	226		1 008	1 161
	Éliminations / Comptes non sectoriels et autres	(1 401)	(1 173)		(4 153)	(5 554)
	Produits et autres revenus	6 033	8 122		22 388	34 101
Achats de pétrole brut et de produits
	Secteur Amont	1 496	1 764		4 834	6 528
	Secteur Aval	3 060	4 270		12 047	19 332
	Produits chimiques	163	136		579	667
	Éliminations	(1 401)	(1 180)		(4 167)	(5 581)
	Achats de pétrole brut et de produits	3 318	4 990		13 293	20 946
Dépenses de production et de fabrication
	Secteur Amont	997	1 026		3 852	4 440
	Secteur Aval	382	514		1 468	1 829
	Produits chimiques	58	69		215	251
	Éliminations	-	-		-	-
	Dépenses de production et de fabrication	1 437	1 609		5 535	6 520
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
	Secteur Amont	107	273		561	1 248
	Secteur Aval	74	120		251	484
	Produits chimiques	6	7		21	34
	Comptes non sectoriels et autres	8	14		41	48
	Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	195	414		874	1 814
	Frais d’exploration imputés au bénéfice inclus ci-dessus	7	5		13	47

			Annexe IV
Données d’exploitation		Quatrième trimestre		Douze mois
		2020	2019	2020	2019
Production brute de pétrole brut et de liquides du gaz naturel (LGN)
(en milliers de barils par jour)
	Kearl	202	147	158	145
	Cold Lake	136	140	132	140
	Syncrude	87	66	69	73
	Classique	10	15	11	14
	Total de la production de pétrole brut	435	368	370	372
	LGN mis en vente	2	2	2	2
	Total de la production de pétrole brut et de LGN	437	370	372	374
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)		140	169	154	145
Production brute d’équivalent pétrole (a)		460	398	398	398
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut et de LGN (en milliers de barils par jour)
	Kearl	199	142	155	140
	Cold Lake	120	115	124	114
	Syncrude	82	61	68	65
	Classique	14	16	10	13
	Total de la production de pétrole brut	415	334	357	332
	LGN mis en vente	2	1	2	1
	Total de la production de pétrole brut et de LGN	417	335	359	333
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)		136	163	150	144
Production nette d’équivalent pétrole (a)		440	362	384	357
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)		278	214	222	204
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)		184	173	179	183
Ventes de LGN (en milliers de barils par jour)		1	6	2	6
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
	Bitume (le baril)	34,19	42,80	25,69	50,02
	Pétrole synthétique (le baril)	51,28	74,12	49,76	74,47
	Pétrole brut classique (le baril)	27,21	43,44	29,34	51,81
	LGN (le baril)	19,03	20,47	13,85	22,83
	Gaz naturel (le millier de pieds cubes)	2,25	2,02	1,90	2,05
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)		359	321	340	353
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)		85	76	80	83
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
	Essence	211	248	215	249
	Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur	144	161	146	167
	Mazout lourd	21	11	20	21
	Huiles lubrifiantes et autres produits	40	37	40	38
	Ventes nettes de produits pétroliers	416	457	421	475
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)		176	153	749	732
(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)
Troisième trimestre			3				-
Quatrième trimestre			(1 146)				(1,56)
Exercice			(1 857)				(2,53)
(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.

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.