CA Market News
1月前
L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le premier trimestre 2026May 1, 2026 7:55 AM
Business Wire
Bénéfice net trimestriel de 940 millions de dollars
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 756 millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, de 1 239 millions de dollars
Production trimestrielle du secteur Amont de 419 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
Production trimestrielle de Kearl de 259 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 183 000 barils)
Production trimestrielle de Cold Lake de 155 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
Taux d’utilisation de la capacité des raffineries du secteur Aval de 88 pour cent
Intention de renouveler l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités en juin 2026
Imperial (TSE: IMO) (NYSE American: IMO):
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2026
2025
?I
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
940
1 288
(348)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,94
2,52
(0,58)
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
478
398
+80
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au premier trimestre de 940 millions de dollars, en hausse par rapport à un bénéfice net de 492 millions de dollars au quatrième trimestre de 2025, principalement attribuable à l’absence d’éléments identifiés1 et à la hausse des prix, partiellement contrebalancées par la baisse des volumes. Hors les éléments identifiés1, le bénéfice net estimé au quatrième trimestre de 2025 était de 968 millions de dollars.
Les flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 756 millions de dollars, comparativement à 1 918 millions de dollars au quatrième trimestre de 2025. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 1 239 millions de dollars, comparativement à 1 260 millions de dollars au quatrième trimestre de 2025.
« Dans un contexte de volatilité importante sur les marchés mondiaux des matières premières, nous restons engagés envers notre stratégie d’entreprise de longue date visant à maximiser la valeur de nos actifs existants tout en faisant progresser des opportunités de croissance avantageuses », a déclaré John Whelan, président du conseil d’administration, président et président-directeur général.
La production du secteur Amont au trimestre s’est élevée en moyenne à 419 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 259 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 183 000 barils), y compris les conséquences d’une interruption de l’approvisionnement en gaz naturel provenant d’un fournisseur tiers. La production à Cold Lake s’est établie en moyenne à 155 000 barils par jour, grâce au solide rendement continu du projet de SGSIV avec adjonction de solvant qui fait partie de sa production avantageuse à Grand Rapids. La quote-part de la compagnie dans la production de Syncrude pour le trimestre s’est établie en moyenne à 72 000 barils par jour et a été affectée par un arrêt imprévus de l’unité de cokéfaction.
Le débit du secteur Aval pour le trimestre s’est élevé en moyenne à 384 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 88 pour cent. Le débit a été affecté par les temps d’arrêt imprévus et une perturbation des charges d’alimentation en pétrole brut synthétique due à une panne de l’unité de cokéfaction de Syncrude. Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 441 000 barils par jour.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 350 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a déclaré un dividende de 87 cents par action au deuxième trimestre.
« Nos avantages concurrentiels en matière d’échelle et notre engagement de longue date envers la technologie et l’innovation continuent de soutenir notre stratégie d’entreprise et notre modèle d’affaires intégré avantageux. Je suis confiant dans notre capacité à générer un flux de trésorerie supérieur pour soutenir notre dividende fiable et en croissance ainsi que notre programme de rachat d’actions de premier plan dans l’industrie », a déclaré M. Whelan.
Faits saillants du premier trimestre
Le bénéfice net s’est élevé à 940 millions de dollars, ou 1,94 dollar par action sur une base diluée, comparativement à 1 288 millions de dollars, ou 2,52 dollars par action, au premier trimestre de 2025.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 756 millions de dollars, comparativement aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 527 millions de dollars au premier trimestre de 2025. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 1 239 millions de dollars, comparativement à 1 760 millions de dollars au premier trimestre de 2025.
Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 478 millions de dollars, en hausse par rapport à 398 millions de dollars au premier trimestre de 2025.
La compagnie a distribué 350 millions de dollars aux actionnaires au premier trimestre de 2026, sous forme de dividendes versés.
La production du secteur Amont s’est établie en moyenne à 419 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, en hausse par rapport aux 418 000 barils par jour d’équivalent pétrole brut par jour du premier trimestre de 2025.
La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 259 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 183 000 barils), en hausse par rapport aux 256 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 181 000 barils) du premier trimestre de 2025, y compris les conséquences d’une interruption de l’approvisionnement en gaz naturel provenant d’un fournisseur tiers.
La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en moyenne à 155 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 154 000 barils par jour du premier trimestre de 2025.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 72 000 barils par jour, comparativement à 73 000 barils par jour au premier trimestre de 2025. La baisse des volumes à Syncrude a été attribuable à un arrêt imprévu de l’unité de cokéfaction, et a été partiellement compensée par une fiabilité accrue de la mine.
Le débit moyen des raffineries s’est élevé en moyenne à 384 000 barils par jour, comparativement à 397 000 barils par jour au premier trimestre de 2025. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 88 pour cent, comparativement à 91 pour cent au premier trimestre de 2025. Le débit des raffineries et l’utilisation de la capacité de raffinage plus faibles sont principalement attribuables à des temps d’arrêt imprévus et une perturbation des charges d’alimentation en pétrole brut synthétique due à une panne de l’unité de cokéfaction de Syncrude.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 441 000 barils par jour, comparativement à 455 000 barils par jour au premier trimestre de 2025, principalement en raison de la baisse des volumes dans le circuit d’approvisionnement.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 24 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 31 millions de dollars au premier trimestre de 2025.
Contexte commercial récent
Au cours du premier trimestre de 2026, le prix du pétrole brut a augmenté par rapport au quatrième trimestre de 2025, tandis que le différentiel WTI/WCS canadien s’est élargi. Les événements géopolitiques au Moyen-Orient et l’incertitude croissante de l’approvisionnement ont continué de provoquer une volatilité des prix du pétrole brut et des écarts de prix du pétrole lourd. Les marges de raffinage de l’industrie se sont améliorées au premier trimestre de 2026, sous l’effet des interruptions dans l’approvisionnement au niveau de l’industrie.
Au cours de l’année 2025, les États-Unis ont mis en œuvre et ajusté diverses mesures liées au commerce, notamment des droits de douane sur certaines importations en provenance du Canada et de plusieurs autres pays. En représailles, le Canada a annoncé ses propres droits de douane. Sur la base de l’évaluation par L’Impériale de ces mesures et de leurs effets à ce jour, la compagnie ne s’attend pas à ce qu’elles aient une incidence importante sur sa situation financière consolidée, ses résultats d’exploitation ou ses flux de trésorerie.
Résultats d’exploitation
Comparaison des premiers trimestres de 2026 et 2025
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2026
2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
940
1 288
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,94
2,52
Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2025
Prix
Volume
Redevance
Autres
2026
731
(80)
(50)
10
(141)
470
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 7,10 $ le baril, cela étant principalement attribuable à un fléchissement du différentiel WTI/WCS. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont chuté de 2,66 $ le baril, cela étant principalement attribuable à un fléchissement du différentiel Synthétique/WTI.
Volume : Les effets sur les stocks ont été partiellement compensés par une augmentation de la production.
Autres : Principalement attribuable à des effets de change défavorables d’environ 100 millions de dollars.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Premier trimestre
En dollars canadiens, sauf indication contraire
2026
2025
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)
72,67
71,42
Western Canada Select (en dollars américains le baril)
58,33
58,83
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)
14,34
12,59
Bitume (le baril)
68,21
75,31
Pétrole brut synthétique (le baril)
96,13
98,79
Taux de change moyen (en dollars américains)
0,73
0,70
Production
Premier trimestre
en milliers de barils par jour
2026
2025
Kearl (part de L’Impériale)
183
181
Cold Lake
155
154
Syncrude (a)
72
73
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)
259
256
(a)
Au premier trimestre de 2026, la production brute de Syncrude comprenait environ 8 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2025 - 2 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
La baisse de la production à Syncrude a été attribuable à un arrêt imprévu de l’unité de cokéfaction, et a été partiellement compensée par une fiabilité accrue de la mine.
Secteur Aval
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2025
Marges
Autres
2026
584
(30)
57
611
Autres - Principalement attribuable aux effets de la gamme de produits.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
Premier trimestre
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire
2026
2025
Débit des raffineries
384
397
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
88
91
Ventes de produits pétroliers
441
455
Le débit des raffineries et le taux d’utilisation plus faibles sont principalement attribuables à des temps d’arrêt imprévus et une perturbation des charges d’alimentation en pétrole brut synthétique due à une panne de l’unité de cokéfaction de Syncrude.
La baisse des ventes de produits pétroliers a été principalement attribuable à la baisse des volumes dans le circuit d’approvisionnement.
Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2025
Marges
Autres
2026
31
(10)
3
24
Comptes non sectoriels et autres
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens
2026
2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
(165
)
(58
)
Les résultats de l’année en cours reflètent une augmentation des programmes de rémunération et d’intéressement due à la hausse du cours de l’action.
Situation de trésorerie et sources de financement
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens
2026
2025
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
756
1 527
Activités d’investissement
(450
)
(377
)
Activités de financement
(419
)
(365
)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie
(113
)
785
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période
1 029
1 764
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement une baisse des bénéfices et des effets défavorables du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement:
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2026
2025
Dividendes versés
350
307
Dividende par action versé (en dollars)
0,72
0,60
Rachats d’actions (a)
—
—
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)
—
—
(a)
La compagnie n's pas acheté d’actions au cours des premiers trimestres de 2026 et 2025.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les feuilles de route ou les plans futurs liés au captage, au transport et au stockage du carbone, aux biocarburants, à l’hydrogène et à d’autres plans futurs visant à réduire les émissions et l’intensité des émissions de la compagnie, de ses sociétés affiliées et des tiers dépendent des facteurs futurs du marché, tels que les progrès technologiques continus, le soutien politique et l’adoption et l’autorisation de nouvelles règles, et constituent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport comprennent, mais sans s’y limiter, des références au renouvellement de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie; à la stratégie de la société visant à maximiser la valeur des actifs tout en faisant progresser les opportunités de croissance; à l’engagement de la compagnie en faveur de la technologie et de l’innovation; à la capacité de la société à générer des flux de trésorerie, à augmenter ses dividendes et à procéder à des rachats d’actions; ainsi qu’aux répercussions sur la compagnie des mesures liées au commerce.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses émises au moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et d’exploitation réels qui seront obtenus, notamment les attentes et les hypothèses portant sur le renouvellement de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie, l’approbation de la Bourse de Toronto et la participation de l’actionnaire majoritaire de la compagnie; sur la demande énergétique future, l’approvisionnement et la répartition des sources; sur les taux de production, la croissance et la composition des différents actifs; sur les plans des projets, les calendriers, les coûts, les évaluations et les capacités techniques, et sur la capacité qu’a la compagnie de réaliser ces plans et d’exploiter ses actifs efficacement; sur l’adoption et l’incidence des nouvelles installations ou technologies, notamment à l’égard des réductions de l’intensité des gaz à effet de serre, notamment, mais pas exclusivement, les technologies qui remplacent la vapeur consommant beaucoup d’énergie par des solvants à Cold Lake, le diesel renouvelable à Strathcona, le captage et le stockage du carbone, y compris en relation avec l’hydrogène pour le projet de diesel renouvelable, les technologies de récupération et les projets d’efficacité, ainsi que toute modification de la portée, des conditions ou des coûts de ces projets; en ce qui concerne les rendements pour les actionnaires, les hypothèses comme les prévisions de flux de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, la participation de l’actionnaire majoritaire de la compagnie à l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et les résultats de l’évaluation périodique et continue des autres utilisations possibles du capital; sur le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à faibles émissions de carbone; sur le degré et la rapidité de l’appui des responsables de politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne diverses nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone; sur la réception en temps opportun des approbations réglementaires et de tiers, en particulier en ce qui concerne les projets de réduction des émissions à grande échelle; sur la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, y compris les centres de capacités mondiaux d’ExxonMobil et les autres fournisseurs de services situés à l’extérieur du Canada; sur l’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits; sur les lois et les politiques gouvernementales, y compris en ce qui a trait au changement climatique, aux réductions des émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faible teneur en carbone; sur la capacité de neutraliser les pressions inflationnistes en cours ou renouvelées; sur les dépenses reliées aux immobilisations et à l’environnement; sur la génération de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, comme les dividendes et les rendements pour les actionnaires, y compris les échéanciers et les montants de rachat d’actions; ainsi que sur les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques, les charges d’alimentation et autres facteurs liés au marché, la conjoncture économique et les fluctuations saisonnières, ainsi que les incidences sur la demande, les prix, les écarts et les marges, y compris les mesures prises par le gouvernement du Canada et les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement, les prix, les tarifs douaniers, les mesures de contrôle du commerce ou les sanctions, les perturbations, le réalignement ou la rupture des alliances ou des ententes commerciales ou une rupture plus générale du commerce mondial, ainsi que des perturbations dans les alliances militaires ou la survenance de guerres; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois fiscales; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux infrastructures de la compagnie et des fournisseurs de services; la concurrence des sources d’énergie de remplacement, d’autres technologies de réductions des émissions et des concurrents établis sur ces marchés; la disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour les nouvelles technologies liées aux activités commerciales à faibles émissions de la compagnie; l’échec, le retard, la réduction, la révocation ou l’incertitude concernant la politique de soutien et le développement du marché pour l’adoption de technologies énergétiques émergentes à faibles émissions et d’autres technologies favorables aux réductions d’émissions; la réglementation environnementale, dont les règlements concernant les changements climatiques et les gaz à effet de serre, et les changements à ces règlements; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, notamment en ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des émissions; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, y compris les centres de capacités mondiaux d’ExxonMobil et les autres fournisseurs de services qui se trouvent hors du Canada; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; l’efficacité des programmes de gestion des risques de la compagnie et de sa préparation pour une intervention en cas de sinistre; les dangers et risques opérationnels; les incidents de cybersécurité, y compris les incidents causés par des acteurs employant des technologies émergentes telles que l’intelligence artificielle; les taux de change; la conjoncture économique générale, y compris l’inflation, continue ou renouvelée, et les récessions ou les ralentissements économiques et leur durée; 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 du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K de la compagnie.
Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, dont certains sont similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et gazières et d’autres sont exclusifs à L’Impériale. Les résultats réels de L’Impériale pourraient différer considérablement des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et aspirations de L’Impériale en matière environnementale, sociale et de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont importants pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos documents déposés auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et prospectifs en matière environnementale, sociale et de durabilité peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui sont susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption de nouvelles règles. Les projets ou opportunités individuels peuvent progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment la disponibilité d’une politique de soutien et de stabilité, l’octroi de permis, les progrès technologiques pour une réduction rentable, les idées issues du processus de planification de la compagnie et l’alignement avec les partenaires et autres parties prenantes.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de L’Impériale. Remarque : les chiffres étant arrondis, ils peuvent ne pas correspondre.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Dans ce communiqué, sauf indication contraire du contexte, tout renvoi à la « compagnie » ou à L’« Impériale » s’entend de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée et ses filiales.
Annexe I
Trois mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2026
2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus
12 446
12 517
Total des dépenses
11 214
10 829
Bénéfice (perte) avant impôts
1 232
1 688
Impôts sur le bénéfice
292
400
Bénéfice (perte) net
940
1 288
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)
1,94
2,53
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,94
2,52
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts
7
9
Total de l’actif au 31 mars
45 453
43 889
Total de la dette au 31 mars
3 993
4 006
Capitaux propres 31 mars
22 748
24 411
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total
421
367
Par action ordinaire (en dollars)
0,87
0,72
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 31 mars
483,6
509,0
Moyenne – compte tenu d’une dilution
484,8
510,2
Annexe II
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2026
2025
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période
1 029
1 764
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
940
1 288
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)
520
531
(Gain) perte à la vente d’actifs
(8
)
(10
)
Charges d’impôts futurs et autres
(346
)
(31
)
Variations de l’actif et du passif d’exploitation
(483
)
(233
)
Autres postes – montant net
133
(18
)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
756
1 527
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(475
)
(398
)
Produits de la vente d’actifs
9
11
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une
participation en actions – montant net
16
10
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
(450
)
(377
)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement
(419
)
(365
)
Annexe III
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2026
2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont
470
731
Secteur Aval
611
584
Produits chimiques
24
31
Comptes non sectoriels et autres
(165
)
(58
)
Bénéfice (perte) net
940
1 288
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 021
4 458
Secteur Aval
13 910
14 019
Produits chimiques
336
372
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
(5 821
)
(6 332
)
Produits et autres revenus
12 446
12 517
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont
1 719
1 862
Secteur Aval
12 062
11 987
Produits chimiques
226
253
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
(5 829
)
(6 346
)
Achats de pétrole brut et de produits
8 178
7 756
Production et fabrication
Secteur Amont
1 236
1 176
Secteur Aval
463
457
Produits chimiques
52
51
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
3
2
Production et fabrication
1 754
1 686
Frais de vente et frais généraux
Secteur Amont
—
—
Secteur Aval
180
174
Produits chimiques
22
22
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
195
63
Frais de vente et frais généraux
397
259
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont
362
266
Secteur Aval
91
88
Produits chimiques
3
3
Comptes non sectoriels et autres
22
41
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
478
398
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus
3
2
Annexe IV
Données d’exploitation
Trois mois
2026
2025
Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl
183
181
Cold Lake
155
154
Syncrude (a)
72
73
Classique
5
5
Total de la production de pétrole brut
415
413
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
25
30
Production brute d’équivalent pétrole (b)
419
418
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl
175
169
Cold Lake
119
123
Syncrude (a)
60
62
Classique
4
4
Total de la production de pétrole brut
358
358
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
25
30
Production nette d’équivalent pétrole (b)
362
363
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
262
259
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)
207
207
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)
68,21
75,31
Pétrole brut synthétique (le baril)
96,13
98,79
Pétrole brut classique (le baril)
52,44
48,70
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)
384
397
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
88
91
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence
211
215
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur
169
175
Huiles lubrifiantes et autres produits
49
50
Mazout lourd
12
15
Ventes nettes de produits pétroliers
441
455
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)
180
165
(a)
La production brute et nette de Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)
8
2
Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)
7
2
(b)
Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (a)
en millions de dollars canadiens
dollars canadiens
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
Troisième trimestre
2 031
3,24
Quatrième trimestre
1 727
2,86
Exercice
7 340
11,44
2023
Premier trimestre
1 248
2,13
Deuxième trimestre
675
1,15
Troisième trimestre
1 601
2,76
Quatrième trimestre
1 365
2,47
Exercice
4 889
8,49
2024
Premier trimestre
1 195
2,23
Deuxième trimestre
1 133
2,11
Troisième trimestre
1 237
2,33
Quatrième trimestre
1 225
2,37
Exercice
4 790
9,03
2025
Premier trimestre
1 288
2,52
Deuxième trimestre
949
1,86
Troisième trimestre
539
1,07
Quatrième trimestre
492
1,00
Exercice
3 268
6,48
2026
Premier trimestre
940
1,94
(a)
Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis. Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction croit qu’il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2026
2025
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
756
1 527
Moins les variations du fonds de roulement
Variations de l’actif et du passif d’exploitation
(483
)
(233
)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 239
1 760
Flux de trésorerie disponible
Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond aux flux de trésorerie issus des activités d’exploitation, moins les ajouts aux immobilisations corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le produit de la vente d’actifs. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des investissements dans l’entreprise.
Rapprochement du flux de trésorerie disponible
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2026
2025
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
756
1 527
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(475
)
(398
)
Produits de la vente d’actifs
9
11
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net
16
10
Flux de trésorerie disponible
306
1 150
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice total de la compagnie d’au moins 100 millions de dollars au cours d’un trimestre donné. Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est un ratio non conforme aux PCGR qui est calculé en divisant le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés par le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation, compte tenu d’une dilution. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un élément identifié pour un secteur individuel dans un trimestre donné peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque l’élément touche plusieurs périodes ou plusieurs secteurs. Le bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés, inclut les événements ou les effets non opérationnels qui sont généralement inférieurs au seuil de 100 millions de dollars utilisé pour les éléments identifiés. Le « Bénéfice (perte) net » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction utilise ces chiffres pour améliorer la comparabilité des activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et retirant les événements non opérationnels importants des résultats commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte) net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier. Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.
Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Il n’y a pas eu d’éléments identifiés aux premiers trimestre 2026 et 2025.
Au quatrième trimestre de 2025, le bénéfice net s’est élevé à 492 millions de dollars. Les résultats comprennent des éléments identifiés liés à des pertes de valeur de 264 millions de dollars après impôts (348 millions de dollars avant impôts) et autres de 212 millions de dollars après impôts (279 millions de dollars avant impôts). Hors les éléments identifiés, le bénéfice net au quatrième trimestre de 2025 était de 968 millions de dollars.
Charges d’exploitation décaissées (charges décaissées)
Les charges d’exploitation décaissées sont une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au total des dépenses, déduction faite des achats de pétrole brut et de produits, des taxes d’accise fédérales et des frais de carburant, du financement, et des coûts de type hors trésorerie dont la dépréciation et l’épuisement, ainsi que la retraite non liée aux services et les avantages postérieurs au départ à la retraite. Les composants des charges d’exploitation décaissées comprennent ce qui suit : « Production et fabrication », « Frais de vente et frais généraux », et « Exploration », dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés à l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des charges d’exploitation décaissées et ne représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Le « Total des dépenses » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.
Rapprochement des charges d’exploitation décaissées
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2026
2025
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Total des dépenses
11 214
10 829
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
8 178
7 756
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant
348
592
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)
520
531
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite
3
5
Financement
11
(2
)
Charges d’exploitation décaissées
2 154
1 947
Composants des charges d’exploitation décaissées
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2026
2025
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 754
1 686
Frais de vente et frais généraux
397
259
Exploration
3
2
Charges d’exploitation décaissées
2 154
1 947
Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2026
2025
Secteur Amont
1 239
1 178
Secteur Aval
643
631
Produits chimiques
74
73
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
198
65
Charges d’exploitation décaissées
2 154
1 947
Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires)
Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculées en divisant les charges d’exploitation décaissées par la production brute totale d’équivalent pétrole et sont calculées pour le segment Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les charges d’exploitation décaissées, une mesure financière non conforme aux PCGR, sont indiquées et rapprochées ci-dessus. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur Amont. Les charges d’exploitation décaissées unitaires, comme utilisées par la direction, ne correspondent pas directement à la définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
Trois mois
2026
2025
en millions de dollars canadiens
Secteur
Amont
(a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Secteur
Amont
(a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 236
487
279
413
1 176
484
285
353
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
3
—
—
—
2
—
—
—
Charges d’exploitation décaissées
1 239
487
279
413
1 178
484
285
353
Production brute d’équivalent pétrole
419
183
155
72
418
181
154
73
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
32,86
29,57
20,00
63,73
31,31
29,71
20,56
53,73
USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel
2026 0,73 dollar américain; 2025 0,70 dollar américain
23,99
21,59
14,60
46,52
21,92
20,80
14,39
37,61
(a)
Le secteur Amont comprend la part de L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.
__________________________________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI
Après plus d’un siècle d’activité, L’Impériale continue de dominer son secteur en mettant la technologie et l’innovation au service du développement responsable des ressources énergétiques canadiennes. En tant que premier raffineur de pétrole au Canada, producteur de pétrole brut et de produits pétrochimiques de premier plan et principal distributeur de carburants à l’échelle nationale, notre entreprise s’engage à maintenir des normes élevées dans tous ses domaines d’activité.
Source: Imperial
Consultez la version source sur businesswire.com : https://www.businesswire.com/news/home/20260501471230/fr/
Relations avec les investisseurs
587 962-4401
Relations avec les médias
587 476-7010
Original: L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le premier trimestre 2026
US Market News
4月前
L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le quatrième trimestre 2025January 30, 2026 7:55 AM
Business Wire
Bénéfice net trimestriel de 492 millions de dollars et bénéfice net trimestriel hors les éléments identifiés1 de 968 millions de dollars
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 918 millions de dollars
Production trimestrielle du secteur Amont de 444 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, et la production annuelle la plus élevée depuis plus de 30 ans, soit 438 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
Production trimestrielle de Kearl de 274 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 194 000 barils) et production brute annuelle totale de 280 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 199 000 barils)
Production trimestrielle de Cold Lake de 153 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour et production annuelle totale de 151 000 barils par jour
Taux d’utilisation de la capacité des raffineries du secteur Aval de 94 pour cent pour le trimestre et de 93 pour cent pour l’exercice
La compagnie a distribué 2 072 millions de dollars aux actionnaires pour le trimestre, dont 361 millions de dollars sous forme de dividendes versés et 1 711 millions de dollars en rachats d’actions
Dividende trimestriel en hausse de 20 pour cent, passant de 72 cents à 87 cents par action
Imperial (TSE : IMO) (NYSE American : IMO):
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2025
2024
?I
2025
2024
?I
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
492
1 225
(733)
3 268
4 790
(1 522)
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1
968
1 225
(257)
4 299
4 790
(491)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,00
2,37
(1,37)
6,48
9,03
(2,55)
Bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés1 par action ordinaire, compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,97
2,37
(0,40)
8,53
9,03
(0,50)
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
651
423
+228
2 027
1 867
+160
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au quatrième trimestre de 492 millions de dollars, comparativement à un bénéfice net de 539 millions de dollars au troisième trimestre de 2025, principalement attribuable à la baisse des prix obtenus dans le secteur Amont. Hors les éléments identifiés1, le bénéfice net était de 968 millions de dollars, comparativement à 1 094 millions de dollars au troisième trimestre de 2025. Les éléments identifiés1 au quatrième trimestre étaient liés à l’accélération de la fin d’exploitation du gisement de Norman Wells et à une charge unique distincte associée à l’optimisation des stocks de matériaux et de fournitures.
Les flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 1 918 millions de dollars, en hausse par rapport aux 1 798 millions de dollars au troisième trimestre de 2025. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement, se sont élevés à 1 260 millions de dollars, y compris des effets défavorables de 325 millions de dollars liés aux éléments identifiés1. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement, se sont élevés à 1 600 millions de dollars au troisième trimestre de 2025, y compris des effets défavorables de 149 millions de dollars liés aux éléments identifiés1.
Le bénéfice net estimé pour l’exercice était de 3 268 millions de dollars, avec des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 6 708 millions de dollars. Hors les éléments identifiés1, le bénéfice net estimé pour l’exercice était de 4 299 millions de dollars. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation pour l’exercice, hors les effets du fonds de roulement, se sont élevés à 6 033 millions de dollars, y compris des effets défavorables de 474 millions de dollars liés aux éléments identifiés1.
« L’année écoulée a démontré la solidité de notre modèle d’affaires intégré, puisque nous avons atteint une production annuelle record de pétrole brut, déployé une technologie avantageuse à Cold Lake et mis en service la plus grande usine de diesel renouvelable au Canada », a déclaré John Whelan, président du conseil d’administration, président et président-directeur général. « Pour l’avenir, nous sommes confiants dans nos plans visant à augmenter nos volumes de manière rentable, à réduire les charges décaissées unitaires et à faire progresser notre restructuration, tout en continuant à mettre l’accent sur la sécurité et l’excellence opérationnelle. »
La production du secteur Amont au trimestre s’est élevée en moyenne à 444 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 274 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 194 000 barils), les activités d’exploitation ayant été perturbées par le temps pluvieux au début du trimestre. La production à Cold Lake s’est établie à 153 000 barils par jour, suite à la mise en service du nouveau projet de SGSIV Leming. La quote-part de la compagnie dans la production de Syncrude pour le trimestre s’est établie en moyenne à 87 000 barils par jour et a contribué à une production annuelle de 79 000 barils par jour.
Le débit du secteur Aval pour le trimestre s’est élevé en moyenne à 408 000 barils par jour, reflétant l’incidence des activités d’entretien planifiées à Sarnia et des travaux d’entretien supplémentaires dans le centre de fabrication de l’est de la compagnie, ce qui s’est traduit par un taux global d’utilisation de la capacité des raffineries de 94 pour cent. Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 479 000 barils par jour. Le débit pour l’exercice s’est élevé en moyenne à 402 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 93 pour cent et des ventes de produits pétroliers de 470 000 barils par jour.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 2 072 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et de rachats d’actions accélérés dans le cadre de son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités.
« Notre stratégie d’entreprise, nos plans d’investissement et nos initiatives en matière d’efficacité, y compris la restructuration, me rassurent quant à notre capacité à continuer d’accroître la valeur et les rendements pour les actionnaires », a déclaré M. Whelan. « Je suis heureux d’annoncer une augmentation de 20 pour cent de notre dividende, qui passe à 87 cents par action. »
Faits saillants du quatrième trimestre
Le bénéfice net s’est élevé à 492 millions de dollars, ou 1,00 dollar par action sur une base diluée, comparativement à 1 225 millions de dollars, ou 2,37 dollars par action, au quatrième trimestre de 2024. Les résultats au trimestre actuel comprennent des éléments identifiés1 de 320 millions de dollars après impôts liés à l’accélération de la fin d’exploitation du gisement de Norman Wells et à une charge unique distincte de 156 millions de dollars associée à l’optimisation des stocks de matériaux et de fournitures.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 918 millions de dollars sont en hausse par rapport aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 789 millions de dollars au quatrième trimestre de 2024. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 1 260 millions de dollars, y compris des effets défavorables de 325 millions de dollars liés aux éléments identifiés1, comparativement à 1 650 millions de dollars au quatrième trimestre de 2024.
Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 651 millions de dollars, en hausse comparativement à 423 millions de dollars au quatrième trimestre de 2024.
La compagnie a distribué 2 072 millions de dollars aux actionnaires au quatrième trimestre de 2025, dont 361 millions de dollars sous forme de dividendes versés et 1 711 millions de dollars de rachats d’actions accélérés dans le cadre de son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités.
La production du secteur Amont s’est établie en moyenne à 444 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, comparativement à 460 000 barils par jour d’équivalent pétrole brut par jour au quatrième trimestre de 2024, les activités d’exploitation à Kearl ayant été perturbées par le temps pluvieux au début du trimestre.
La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 274 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 194 000 barils), comparativement aux 299 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 212 000 barils) au quatrième trimestre de 2024, les activités d’exploitation ayant été perturbées par le temps pluvieux au début du trimestre.
La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en moyenne à 153 000 barils par jour, comparativement à 157 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2024.
Le projet de SGSIV de Leming à Cold Lake a été mis en service, et comme prévu, la production a augmenté pour atteindre un pic d’environ 9 000 barils par jour.
La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 87 000 barils par jour, en hausse par rapport à 81 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2024.
Annonce de l'intention d’accélérer l’arrêt de la production à Norman Wells, dans les Territoires du Nord-Ouest, d’ici la fin du troisième trimestre de 2026, car ce gisement arrive à la fin de son exploitation économique.
Le débit moyen des raffineries s’est élevé en moyenne à 408 000 barils par jour, comparativement à 411 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2024, cela étant principalement attribuable aux travaux d’entretien supplémentaires dans le centre de fabrication de l’est de la compagnie. Le taux d’utilisation de la capacité de raffinage s’est situé à 94 pour cent, contre 95 pour cent au quatrième trimestre de 2024.
Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 479 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 458 000 barils par jour au quatrième trimestre de 2024, en raison de l’augmentation des volumes dans les circuits d’approvisionnement et de vente au détail, soutenue par un nombre croissant de points de vente au détail à l’échelle nationale.
Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 9 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 21 millions de dollars au quatrième trimestre de 2024.
Contexte commercial récent
Au cours du quatrième trimestre de 2025, le prix du pétrole brut a baissé par rapport au troisième trimestre de 2025, l’offre mondiale ayant dépassé la demande, ce qui a entraîné une augmentation des stocks. Le différentiel WTI/WCS canadien s’est élargi, en raison du ralentissement saisonnier de la demande de brut lourd qui a coïncidé avec une augmentation de l’offre de WCS. Les marges de raffinage de l’industrie se sont améliorées au quatrième trimestre de 2025, sous l’effet des facteurs géopolitiques et des perturbations de l’approvisionnement.
Résultats d’exploitation
Comparaison des quatrièmes trimestres de 2025 et 2024
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
492
1 225
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,00
2,37
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1
968
1 225
Les résultats au trimestre actuel comprennent des éléments identifiés1 de 320 millions de dollars après impôts (421 millions de dollars avant impôts) liés à l’accélération de la fin d’exploitation du gisement de Norman Wells et une charge unique distincte de 156 millions de dollars après impôts (206 millions de dollars avant impôts) associée à l’optimisation des stocks de matériaux et de fournitures.
Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2024
Prix
Volume
Redevance
Autres
Éléments
Identifiés¹
2025
878
(440)
(170)
140
10
(420)
(2)
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 12,58 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse des prix de référence, partiellement compensée par une évolution favorable des coûts des diluants et le resserrement du différentiel WTI/WCS. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont chuté de 19,03 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse du WTI et au fléchissement du différentiel Synthétique/WTI.
Volume : La baisse des volumes est due au temps pluvieux au début du trimestre à Kearl.
Redevances : La baisse des redevances est principalement attribuable à la baisse des prix des matières premières.
Éléments identifiés1 : 320 millions de dollars après impôts (421 millions de dollars avant impôts) liés à l’accélération de la fin d’exploitation du gisement de Norman Wells et charge unique distincte de 100 millions de dollars après impôts (131 millions de dollars avant impôts) associée à l’optimisation des stocks de matériaux et de fournitures dans le secteur Amont.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Quatrième trimestre
En dollars canadiens, sauf indication contraire
2025
2024
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)
59,14
70,30
Western Canada Select (en dollars américains le baril)
47,94
57,73
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)
11,20
12,57
Bitume (le baril)
59,00
71,58
Pétrole brut synthétique (le baril)
80,07
99,10
Taux de change moyen (en dollars américains)
0,72
0,72
Production
Quatrième trimestre
en milliers de barils par jour
2025
2024
Kearl (part de L’Impériale)
194
212
Cold Lake
153
157
Syncrude
87
81
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)
274
299
La baisse de production à Kearl est due au temps pluvieux au début du trimestre.
Secteur Aval
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2024
Marges
Autres
Éléments
Identifiés¹
2025
356
320
(112)
(45)
519
Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des conditions du marché.
Autres – Principalement en raison d’une augmentation des frais d’exploitation d’environ 80 millions de dollars, notamment une hausse des coûts énergétiques, des travaux d’entretien supplémentaires dans le centre de production de l’est de la compagnie et des coûts d’exploitation supplémentaires liés au démarrage de l’installation de diesel renouvelable de Strathcona.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
Quatrième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire
2025
2024
Débit des raffineries
408
411
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
94
95
Ventes de produits pétroliers
479
458
La baisse du débit des raffineries est principalement attribuable aux travaux d’entretien supplémentaires dans le centre de fabrication de l’est de la compagnie.
La hausse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à l’augmentation des volumes dans les circuits d’approvisionnement et de vente au détail, soutenue par un nombre croissant de points de vente au détail à l’échelle nationale.
Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2024
Marges
Autres
Éléments
Identifiés¹
2025
21
(10)
9
(11)
9
Comptes non sectoriels et autres
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
(34)
(30)
Situation de trésorerie et sources de financement
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
1 918
1 789
Activités d’investissement
(561)
(404)
Activités de financement
(2 076)
(1 896)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie
(719)
(511)
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période
1 142
979
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement les effets favorables du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement:
Quatrième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2025
2024
Dividendes versés
361
317
Dividende par action versé (en dollars)
0,72
0,60
Rachats d’actions (a)
1 711
1 475
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)
13,3
14,4
(a)
Les rachats d’actions sont effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie et comprennent les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation.
Le programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie a pris fin le 17 décembre 2025.
Comparaison entre les exercices 2025 et 2024
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
3 268
4 790
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
6,48
9,03
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1
4 299
4 790
Les résultats de l’année en cours comprennent des éléments identifiés1 de : 320 millions de dollars après impôts (421 millions de dollars avant impôts) liés à l’accélération de la fin d’exploitation du gisement de Norman Wells; une charge de dépréciation hors trésorerie de 306 millions de dollars (406 millions de dollars avant impôts) liée au campus de L’Impériale à Calgary; des frais de restructuration de 249 millions de dollars après impôts (330 millions de dollars avant impôts); et une charge unique distincte de 156 millions de dollars après impôts (206 millions de dollars avant impôts) associée à l’optimisation des stocks de matériaux et de fournitures.
Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2024
Prix
Volume
Redevance
Autres
Éléments
Identifiés¹
2025
3 262
(1 220)
(70)
370
199
(420)
2 121
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 7,52 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse des prix de référence, partiellement compensée par le resserrement du différentiel WTI/WCS. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont chuté de 12,92 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse du WTI.
Volume : Les effets sur les stocks ont été partiellement compensés par une augmentation de la production.
Redevances : La baisse des redevances est principalement attribuable à la baisse des prix des matières premières.
Autres : Principalement attribuable à des effets de change favorables d’environ 190 millions de dollars.
Éléments identifiés1 : 320 millions de dollars après impôts (421 millions de dollars avant impôts) liés à l’accélération de la fin d’exploitation du gisement de Norman Wells et charge unique distincte de 100 millions de dollars après impôts (131 millions de dollars avant impôts) associée à l’optimisation des stocks de matériaux et de fournitures dans le secteur Amont.
Prix indicatifs et prix de vente moyens
Douze mois
En dollars canadiens, sauf indication contraire
2025
2024
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)
64,73
75,78
Western Canada Select (en dollars américains le baril)
53,76
61,04
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)
10,97
14,74
Bitume (le baril)
67,01
74,53
Pétrole brut synthétique (le baril)
88,99
101,91
Taux de change moyen (en dollars américains)
0,72
0,73
Production
Douze mois
en milliers de barils par jour
2025
2024
Kearl (part de L’Impériale)
199
200
Cold Lake
151
148
Syncrude (a)
79
75
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)
280
281
(a)
En 2025, la production brute de Syncrude comprenait environ 2 millier de barils de bitume par jour et d'autres produits (2024 - 1 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l'opérateur à l'aide d'un pipeline d'interconnexion existant.
Secteur Aval
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2024
Marges
Autres
Éléments
Identifiés¹
2025
1 486
610
(182)
(45)
1 869
Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des conditions du marché.
Autres : Attribuables essentiellement à l’augmentation des frais d’exploitation d’environ 140 millions de dollars due à la hausse des coûts énergétiques, aux travaux d’entretien supplémentaires dans le centre de fabrication de l’est de la compagnie d’environ 70 millions de dollars et aux effets défavorables du volume de vente en gros d’environ 60 millions de dollars, partiellement compensés par une diminution des coûts d’entretien d’environ 100 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
Douze mois
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire
2025
2024
Débit des raffineries
402
399
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
93
92
Ventes de produits pétroliers
470
466
Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2024
Marges
Autres
Éléments
Identifiés¹
2025
171
(70)
(8)
(11)
82
Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des marges industrielles sur le polyéthylène.
Comptes non sectoriels et autres
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
(804)
(129)
Les résultats de l’année en cours comprennent des éléments identifiés1 de : la charge de dépréciation hors trésorerie de 306 millions de dollars (406 millions de dollars avant impôts) liée au campus de L’Impériale à Calgary et des frais de restructuration uniques de 249 millions de dollars (330 millions de dollars avant impôts); les résultats reflètent également une augmentation des programmes de rémunération et d’intéressement due à la hausse du cours de l’action.
Situation de trésorerie et sources de financement
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
6 708
5 981
Activités d’investissement
(1 892)
(1 825)
Activités de financement
(4 653)
(4 041)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie
163
115
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement les effets favorables du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement:
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2025
2024
Dividendes versés
1 401
1 238
Dividende par action versé (en dollars)
2,76
2,30
Rachats d’actions (a)
3 180
2 681
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)
25,5
26,8
(a)
Les rachats d’actions sont effectués dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités de la compagnie et comprennent les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation.
Le 23 juin 2025, la compagnie a annoncé dans un communiqué de presse qu’elle avait reçu l’approbation finale de la Bourse de Toronto pour une nouvelle offre publique de rachat dans le cours normal des activités et qu’elle poursuivra son programme de rachat d’actions existant. Le programme permet à la compagnie d’acheter jusqu’à un maximum de 25 452 248 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin 2025 au 28 juin 2026. Le programme a pris fin le 17 décembre 2025, la compagnie ayant acheté le nombre maximum d’actions autorisé dans le cadre du programme.
Des données financières et d’exploitation clés suivent.
Énoncés prospectifs
Les énoncés contenus dans le présent rapport qui sont liés à des situations ou des événements futurs, y compris les prévisions, les objectifs, les attentes, les estimations et les plans d’affaires sont des énoncés prospectifs. De même, les discussions sur les feuilles de route ou les plans futurs liés au captage, au transport et au stockage du carbone, aux biocarburants, à l’hydrogène et à d’autres plans futurs visant à réduire les émissions et l’intensité des émissions de la compagnie, de ses sociétés affiliées et des tiers dépendent des facteurs futurs du marché, tels que les progrès technologiques continus, le soutien politique et l’adoption et l’autorisation de nouvelles règles, et constituent des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs peuvent être identifiés par l’emploi de tournures utilisant certains mots, notamment : croit, anticipe, entend, propose, planifie, but, recherche, évalue, compte, futur, continu, probable, peut, doit, aspire et autres références semblables à des périodes futures. Les énoncés prospectifs contenus dans le présent rapport comprennent, mais sans s’y limiter, des références à la solidité du modèle d’affaires intégré de la compagnie; les projets de la compagnie visant à augmenter les volumes, à réduire les charges décaissées unitaires et à faire progresser la restructuration, tout en continuant à privilégier la sécurité et l’excellence opérationnelle; les répercussions attendues de la stratégie, des plans d’investissement et des initiatives d’efficacité de la compagnie, y compris la restructuration, notamment les répercussions sur la capacité à accroître la valeur et le rendement pour les actionnaires; le projet de réaménagement SGSIV Leming de la compagnie, y compris le calendrier et le pic de production prévu; et l’arrêt de la production au gisement de Norman Wells, y compris ses effets et son calendrier.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses émises au moment où les énoncés sont faits. Les résultats financiers et d’exploitation réels qui seront obtenus, notamment les attentes et les hypothèses portant sur la demande énergétique future, l’approvisionnement et la répartition des sources; sur les taux de production, la croissance et la composition des différents actifs; sur les plans des projets, les calendriers, les coûts, les évaluations et les capacités techniques, et sur la capacité qu’a la compagnie de réaliser ces plans et d’exploiter ses actifs efficacement y compris le projet de diesel renouvelable à Strathcona et le projet de réaménagement SGSIV Leming; sur l’adoption et l’incidence des nouvelles installations ou technologies, notamment à l’égard des réductions de l’intensité des gaz à effet de serre, notamment, mais pas exclusivement, les technologies qui remplacent la vapeur consommant beaucoup d’énergie par des solvants à Cold Lake, le diesel renouvelable à Strathcona, le captage et le stockage du carbone, y compris en relation avec l’hydrogène pour le projet de diesel renouvelable, les technologies de récupération et les projets d’efficacité, ainsi que toute modification de la portée, des conditions ou des coûts de ces projets; en ce qui concerne les rendements pour les actionnaires, les hypothèses comme les prévisions de flux de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, la participation de l’actionnaire majoritaire de la compagnie à l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, et les résultats de l’évaluation périodique et continue des autres utilisations possibles du capital; sur le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à faibles émissions de carbone; sur le degré et la rapidité de l’appui des responsables de politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne diverses nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone; sur la réception en temps opportun des approbations réglementaires de tiers, en particulier en ce qui concerne les projets de réduction des émissions à grande échelle; sur la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, y compris ceux qui se trouvent hors du Canada et les centres de capacités mondiaux d’ExxonMobil; sur l’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits; sur les lois et les politiques gouvernementales, y compris en ce qui a trait au changement climatique, aux réductions des émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faible teneur en carbone; sur la capacité de neutraliser les pressions inflationnistes en cours ou renouvelées; sur les dépenses reliées aux immobilisations et à l’environnement; sur la génération de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, comme les dividendes et les rendements pour les actionnaires, y compris les échéanciers et les montants de rachat d’actions; ainsi que sur les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les mesures prises par le gouvernement du Canada et les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement, les prix, les tarifs douaniers, les mesures de contrôle du commerce ou les sanctions, le bouleversement des alliances ou des ententes commerciales ou une rupture plus générale du commerce mondial, ainsi que des perturbations dans les alliances militaires ou la survenance de guerres; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois fiscales; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux infrastructures de la compagnie et des fournisseurs de services; la concurrence des sources d’énergie de remplacement et des concurrents qui peuvent être plus expérimentés ou mieux établis sur ces marchés; la disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour les nouvelles technologies liées aux activités commerciales à faibles émissions de la compagnie; l’échec, le retard, la réduction, la révocation ou l’incertitude concernant la politique de soutien et le développement du marché pour l’adoption de technologies énergétiques émergentes à faibles émissions et d’autres technologies favorables aux réductions d’émissions; la réglementation environnementale, dont les règlements concernant les changements climatiques et les gaz à effet de serre, et les changements à ces règlements; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, notamment en ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des émissions; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, y compris ceux qui se trouvent hors du Canada et les centres de capacités mondiaux d’ExxonMobil; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; l’efficacité des programmes de gestion des risques de la compagnie et de sa préparation pour une intervention en cas de sinistre; les dangers et risques opérationnels; les incidents de cybersécurité, y compris les incidents causés par des acteurs employant des technologies émergentes telles que l’intelligence artificielle; les taux de change; la conjoncture économique générale, y compris l’inflation et les récessions ou les ralentissements économiques et leur durée; 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 du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K de la compagnie.
Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, dont certains sont similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et gazières et d’autres sont exclusifs à L’Impériale. Les résultats réels de L’Impériale pourraient différer considérablement des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et aspirations de L’Impériale en matière environnementale, sociale et de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont importants pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos documents déposés auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et prospectifs en matière environnementale, sociale et de durabilité peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui sont susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption de nouvelles règles. Les projets ou débouchés individuels peuvent progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment la disponibilité d’une politique de soutien et de stabilité, la technologie permettant une réduction rentable, le processus de planification de la compagnie et l’alignement avec des partenaires et autres parties prenantes.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de L’Impériale. Remarque : les chiffres étant arrondis, ils peuvent ne pas correspondre.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Dans ce communiqué, sauf indication contraire du contexte, tout renvoi à la « compagnie » ou à L’« Impériale » s’entend de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée et ses filiales.
Annexe I
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire
2025
2024
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus
11 280
12 607
47 078
51 532
Total des dépenses
10 651
11 032
42 816
45 293
Bénéfice (perte) avant impôts
629
1 575
4 262
6 239
Impôts sur le bénéfice
137
350
994
1 449
Bénéfice (perte) net
492
1 225
3 268
4 790
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)
1,01
2,38
6,50
9,05
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
1,00
2,37
6,48
9,03
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts
5
11
(9)
16
Total de l’actif au 31 décembre
42 309
42 938
Total de la dette au 31 décembre
3 997
4 011
Capitaux propres 31 décembre
22 254
23 473
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total
350
307
1 444
1 267
Par action ordinaire (en dollars)
0,72
0,60
2,88
2,40
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 31 décembre
483,6
509,0
Moyenne – compte tenu d’une dilution
490,4
516,5
504,0
530,6
Annexe II
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
2025
2024
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période
1 142
979
1 142
979
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
492
1 225
3 268
4 790
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)
659
529
2 579
1 983
(Gain) perte à la vente d’actifs
(6)
(13)
5
(18)
Charges d’impôts futurs et autres
75
44
(156)
(142)
Variations de l’actif et du passif d’exploitation
658
139
675
(495)
Autres postes – montant net
40
(135)
337
(137)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
1 918
1 789
6 708
5 981
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(632)
(423)
(2 005)
(1 867)
Produits de la vente d’actifs
67
18
101
25
Placements supplémentaires
—
—
(4)
—
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une
participation en actions – montant net
4
1
16
17
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
(561)
(404)
(1 892)
(1 825)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement
(2 076)
(1 896)
(4 653)
(4 041)
Annexe III
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont
(2)
878
2 121
3 262
Secteur Aval
519
356
1 869
1 486
Produits chimiques
9
21
82
171
Comptes non sectoriels et autres
(34)
(30)
(804)
(129)
Bénéfice (perte) net
492
1 225
3 268
4 790
Produits et autres revenus
Secteur Amont
3 599
4 686
15 950
18 015
Secteur Aval
12 421
14 101
52 090
56 944
Produits chimiques
306
357
1 377
1 449
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
(5 046)
(6 537)
(22 339)
(24 876)
Produits et autres revenus
11 280
12 607
47 078
51 532
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont
1 420
1 888
6 263
7 367
Secteur Aval
10 500
12 307
45 017
49 856
Produits chimiques
199
243
923
916
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
(5 059)
(6 550)
(22 396)
(24 955)
Achats de pétrole brut et de produits
7 060
7 888
29 807
33 184
Production et fabrication
Secteur Amont
1 614
1 203
5 015
4 644
Secteur Aval
607
462
1 992
1 741
Produits chimiques
70
60
241
197
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
3
4
21
17
Production et fabrication
2 294
1 729
7 269
6 599
Frais de vente et frais généraux
Secteur Amont
—
—
—
—
Secteur Aval
207
203
725
706
Produits chimiques
17
21
81
92
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
30
31
580
147
Frais de vente et frais généraux
254
255
1 386
945
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont
508
221
1 480
1 078
Secteur Aval
120
137
412
572
Produits chimiques
3
19
11
30
Comptes non sectoriels et autres
20
46
124
187
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
651
423
2 027
1 867
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus
4
—
7
3
Annexe IV
Données d’exploitation
Quatrième trimestre
Douze mois
2025
2024
2025
2024
Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl
194
212
199
200
Cold Lake
153
157
151
148
Syncrude (a)
87
81
79
75
Classique
5
5
4
5
Total de la production de pétrole brut
439
455
433
428
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
32
29
29
30
Production brute d’équivalent pétrole (b)
444
460
438
433
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl
185
200
188
186
Cold Lake
126
118
122
113
Syncrude (a)
75
66
68
62
Classique
3
5
4
5
Total de la production de pétrole brut
389
389
382
366
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)
32
29
29
30
Production nette d’équivalent pétrole (b)
394
394
387
371
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)
272
295
276
276
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)
200
207
199
196
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)
59,00
71,58
67,01
74,53
Pétrole brut synthétique (le baril)
80,07
99,10
88,99
101,91
Pétrole brut classique (le baril)
2,15
42,73
33,10
55,63
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)
408
411
402
399
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)
94
95
93
92
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence
231
222
224
223
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur
177
174
177
175
Huiles lubrifiantes et autres produits
48
43
48
46
Mazout lourd
23
19
21
22
Ventes nettes de produits pétroliers
479
458
470
466
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)
159
174
683
684
(a)
La production brute et nette de Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)
—
—
2
1
Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)
—
—
1
—
(b)
Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils.
Annexe V
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (a)
en millions de dollars canadiens
dollars canadiens
2021
Premier trimestre
392
0,53
Deuxième trimestre
366
0,50
Troisième trimestre
908
1,29
Quatrième trimestre
813
1,18
Exercice
2 479
3,48
2022
Premier trimestre
1 173
1,75
Deuxième trimestre
2 409
3,63
Troisième trimestre
2 031
3,24
Quatrième trimestre
1 727
2,86
Exercice
7 340
11,44
2023
Premier trimestre
1 248
2,13
Deuxième trimestre
675
1,15
Troisième trimestre
1 601
2,76
Quatrième trimestre
1 365
2,47
Exercice
4 889
8,49
2024
Premier trimestre
1 195
2,23
Deuxième trimestre
1 133
2,11
Troisième trimestre
1 237
2,33
Quatrième trimestre
1 225
2,37
Exercice
4 790
9,03
2025
Premier trimestre
1 288
2,52
Deuxième trimestre
949
1,86
Troisième trimestre
539
1,07
Quatrième trimestre
492
1,00
Exercice
3 268
6,48
(a)
Calculé à l’aide du nombre moyen d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas prescrites par les principes comptables généralement reconnus (PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis. Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction croit qu’il est utile pour les investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le rendement sous-jacent des activités de la compagnie pour les périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
1 918
1 789
6 708
5 981
Moins les variations du fonds de roulement
Variations de l’actif et du passif d’exploitation
658
139
675
(495)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement (a)
1 260
1 650
6 033
6 476
(a)
Comprend des effets défavorables liés aux éléments identifiés1 de 325 millions de dollars au quatrième trimestre et de 474 millions de dollars pour 2025.
Flux de trésorerie disponible
Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond aux flux de trésorerie issus des activités d’exploitation, moins les ajouts aux immobilisations corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le produit de la vente d’actifs. Les « Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des investissements dans l’entreprise.
Rapprochement du flux de trésorerie disponible
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
1 918
1 789
6 708
5 981
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(632)
(423)
(2 005)
(1 867)
Produits de la vente d’actifs
67
18
101
25
Placements supplémentaires
—
—
(4)
—
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net
4
1
16
17
Flux de trésorerie disponible
1 357
1 385
4 816
4 156
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au bénéfice (perte) net total hors les événements non opérationnels individuellement importants avec une incidence sur le bénéfice total de la compagnie d’au moins 100 millions de dollars au cours d’un trimestre donné. Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés est un ratio non conforme aux PCGR qui est calculé en divisant le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés par le nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation, compte tenu d’une dilution. L’incidence du bénéfice (perte) net d’un élément identifié pour un secteur individuel peut être inférieure à 100 millions de dollars lorsque l’élément touche plusieurs secteurs ou plusieurs périodes. Le « Bénéfice (perte) net » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction utilise ces chiffres pour améliorer la comparabilité des activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et retirant les événements non opérationnels importants des résultats commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte) net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier. Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.
Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des résultats de l’Impériale
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
492
1 225
3 268
4 790
Moins les éléments identifiés compris dans le bénéfice (perte) net
Pertes de valeur
(264)
—
(570)
—
Charges de restructuration
—
—
(249)
—
Autres (a)
(212)
—
(212)
—
Sous-total des éléments identifiés
(476)
—
(1 031)
—
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
968
1 225
4 299
4 790
(a)
Obligations contractuelles associées à l’accélération de la fin d’exploitation du gisement de Norman Wells.
Rapprochement du bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés par action ordinaire, compte tenu d’une dilution
Quatrième trimestre
Douze mois
dollars canadiens
2025
2024
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des résultats de l’Impériale
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution
1,00
2,37
6,48
9,03
Moins les éléments identifiés compris dans le bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution
Pertes de valeur
(0,54)
—
(1,14)
—
Charges de restructuration
—
—
(0,49)
—
Autres
(0,43)
—
(0,42)
—
Sous-total des éléments identifiés par action ordinaire, compte tenu d’une dilution
(0,97)
—
(2,05)
—
Bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés par action ordinaire, compte tenu d’une dilution
1,97
2,37
8,53
9,03
Charges d’exploitation décaissées (charges décaissées)
Les charges d’exploitation décaissées sont une mesure financière non conforme aux PCGR qui correspond au total des dépenses, déduction faite des achats de pétrole brut et de produits, des taxes d’accise fédérales et des frais de carburant, du financement, et des coûts de type hors trésorerie dont la dépréciation et l’épuisement, ainsi que la retraite non liée aux services et les avantages postérieurs au départ à la retraite. Les composants des charges d’exploitation décaissées comprennent ce qui suit : « Production et fabrication », « Frais de vente et frais généraux », et « Exploration », dans l’état consolidé des résultats de la compagnie et comme déclarés à l’Annexe III du présent document. La somme de ces postes de l’état des résultats sert d’indication des charges d’exploitation décaissées et ne représente pas les décaissements totaux de la compagnie. Le « Total des dépenses » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de la compagnie pour optimiser la trésorerie grâce à une gestion disciplinée des dépenses.
Rapprochement des charges d’exploitation décaissées
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Total des dépenses
10 651
11 032
42 816
45 293
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
7 060
7 888
29 807
33 184
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant
371
627
1 715
2 535
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)
659
529
2 579
1 983
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite
5
—
41
3
Financement
4
4
12
41
Charges d’exploitation décaissées
2 552
1 984
8 662
7 547
Composants des charges d’exploitation décaissées
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Production et fabrication
2 294
1 729
7 269
6 599
Frais de vente et frais généraux
254
255
1 386
945
Exploration
4
—
7
3
Charges d’exploitation décaissées
2 552
1 984
8 662
7 547
Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées
Quatrième trimestre
Douze mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
2025
2024
Secteur Amont
1 618
1 203
5 022
4 647
Secteur Aval
814
665
2 717
2 447
Produits chimiques
87
81
322
289
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres
33
35
601
164
Charges d’exploitation décaissées
2 552
1 984
8 662
7 547
Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires)
Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculées en divisant les charges d’exploitation décaissées par la production brute totale d’équivalent pétrole et sont calculées pour le segment Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les charges d’exploitation décaissées, une mesure financière non conforme aux PCGR, sont indiquées et rapprochées ci-dessus. Cette mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur Amont. Les charges d’exploitation décaissées unitaires, comme utilisées par la direction, ne correspondent pas directement à la définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par la Securities and Exchange Commission (SEC) des États-Unis et indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
Quatrième trimestre
2025
2024
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont
(a)
Kearl
(b)
Cold
Lake
(b)
Syncrude
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Production et fabrication
1 614
591
313
384
1 203
514
285
359
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
4
—
—
—
—
—
—
—
Charges d’exploitation décaissées
1 618
591
313
384
1 203
514
285
359
Production brute d’équivalent pétrole
444
194
153
87
460
212
157
81
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
39,61
33,11
22,24
47,98
28,43
26,35
19,73
48,17
USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre
2025 0,72 dollar américain; 2024 0,72 dollar américain
28,52
23,84
16,01
34,55
20,47
18,97
14,21
34,68
Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
Douze mois
2025
2024
en millions de dollars canadiens
Secteur Amont
(a)
Kearl
(b)
Cold
Lake
(b)
Syncrude
Secteur Amont
(a)
Kearl
Cold
Lake
Syncrude
Production et fabrication
5 015
1 967
1 123
1 435
4 644
1 973
1 094
1 414
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
7
—
—
—
3
—
—
—
Charges d’exploitation décaissées
5 022
1 967
1 123
1 435
4 647
1 973
1 094
1 414
Production brute d’équivalent pétrole
438
199
151
79
433
200
148
75
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
31,41
27,08
20,38
49,77
29,32
26,95
20,20
51,51
USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel
2025 0,72 dollar américain; 2024 0,73 dollar américain
22,62
19,50
14,67
35,83
21,40
19,67
14,75
37,60
(a)
Le secteur Amont comprend la part de L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.
(b)
Comprend une charge unique défavorable liée à l’optimisation des stocks de matériaux et de fournitures de 109 millions de dollars avant impôts pour Kearl et de 21 millions de dollars avant impôts pour Cold Lake.
____________________
1 Mesure financière non conforme aux PCGR. Pour la définition et le rapprochement, voir l’annexe VI
Après plus d’un siècle d’activité, L’Impériale continue de dominer son secteur en mettant la technologie et l’innovation au service du développement responsable des ressources énergétiques canadiennes. En tant que premier raffineur de pétrole au Canada, producteur de pétrole brut et de produits pétrochimiques de premier plan et principal distributeur de carburants à l’échelle nationale, notre entreprise s’engage à maintenir des normes élevées dans tous ses domaines d’activité.
Source: Imperial
Consultez la version source sur businesswire.com : https://www.businesswire.com/news/home/20260130635827/fr/
Relations avec les investisseurs
587 962-4401
Relations avec les médias
587 476-7010
Original: L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le quatrième trimestre 2025
Hot Features
プレミアム
登録してリアルタイムのアラート、カスタムポートフォリオ、市場の動きを入手してください。
iHub News
3月前
Oleblue
7月前
ernie44
3年前
whytestocks
6年前
BlueAlien
9年前
afitcher441
9年前
メールアドレスで登録
