L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le premier trimestre 2026
CALGARY, Alberta--( BUSINESS WIRE)--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 identifiés 1 et à la hausse des prix, partiellement contrebalancées par la baisse des volumes. Hors les éléments identifiés 1, 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 roulement 1, 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
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