L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le troisième trimestre 2025

• Bénéfice net trimestriel de 539 millions de dollars et bénéfice net trimestriel hors les éléments identifiés¹ de 1 094 millions de dollars
• Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 798 millions de dollars
• Production du secteur Amont de 462 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production trimestrielle la plus élevée depuis plus de 30 ans
• Production trimestrielle de Kearl de 316 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 224 000 barils), soit la production trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée
• Solide rendement d’exploitation du secteur Aval, avec une utilisation de la capacité de raffinage de 98 pour cent
• La compagnie a distribué 1 835 millions de dollars aux actionnaires, dont 366 millions de dollars sous forme de dividendes versés et 1 469 millions de dollars en rachats d’actions
• Annonce d’une restructuration visant à poursuivre la stratégie bien établie de la compagnie consistant à augmenter les flux de trésorerie et à offrir aux actionnaires les meilleurs rendements du secteur

CALGARY, Alberta--(BUSINESS WIRE)--Imperial (TSE: IMO) (NYSE American: IMO):

	Troisième trimestre			Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2025	2024	∆I	2025	2024	∆I
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	539	1 237	(698)	2 776	3 565	(789)
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés^1	1 094	1 237	(143)	3 331	3 565	(234)
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	1,07	2,33	(1,26)	5,46	6,66	(1,20)
Bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés^1 par action ordinaire, compte tenu d’une dilution (en dollars)	2,17	2,33	(0,16)	6,55	6,66	(0,11)
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	505	486	+19	1 376	1 444	(68)

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au troisième trimestre de 539 millions de dollars, comparativement à un bénéfice net de 949 millions de dollars au deuxième trimestre de 2025, principalement attribuable à une perte de valeur hors trésorerie du campus de L’Impériale à Calgary et aux charges de restructuration annoncées précédemment. Hors les éléments identifiés¹, le bénéfice net estimé était de 1 094 millions de dollars, en hausse par rapport à 145 millions de dollars, attribuable au solide rendement opérationnel. Les flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 1 798 millions de dollars, en hausse par rapport à 1 465 millions de dollars au deuxième trimestre de 2025. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement¹, se sont élevés à 1 600 millions de dollars, y compris des effets défavorables de 149 millions de dollars liés aux charges de restructuration incluses dans les éléments identifiés¹. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le fonds de roulement¹ se sont élevés à 1 413 millions de dollars au deuxième trimestre de 2025.

« Nos activités ont produit d’excellents résultats dans tous les domaines, alors que nous avons continué à mettre en œuvre notre stratégie visant à maximiser la valeur de nos actifs en augmentant les volumes à des charges décaissées unitaires¹ inférieurs et en distribuant rapidement l’excédent de trésorerie à nos actionnaires », a déclaré John Whelan, président du conseil d’administration, président et président-directeur général. « Notre secteur Amont a enregistré la plus forte production de pétrole brut de l’histoire de la compagnie, avec une production record à Kearl, tandis que notre secteur Aval a atteint des taux d’utilisation très élevés dans l’ensemble de notre réseau de raffinage. »

La production du secteur Amont s’est élevée en moyenne à 462 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production trimestrielle la plus élevée depuis plus de 30 ans. À Kearl, la production brute totale trimestrielle s’est établie en moyenne à 316 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 224 000 barils), soit la production trimestrielle la plus élevée jamais enregistrée. La production brute moyenne à Cold Lake s’est établie à 150 000 barils par jour et les travaux du projet de SGSIV Leming ont avancé. La quote-part de la compagnie dans la production de Syncrude s’est établie en moyenne à 78 000 barils par jour.

Le débit du secteur Aval pour le trimestre s’est élevé en moyenne à 425 000 barils par jour, avec un taux global d’utilisation de la capacité des raffineries de 98 pour cent, comprenant l’exécution d’activités d’entretien planifiées à Sarnia. Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 464 000 barils par jour.

Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 1 835 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, qui devrait se terminer avant la fin de l’année. La compagnie a également déclaré un dividende de 72 cents par action pour le quatrième trimestre.

À la fin du mois de septembre, L’Impériale a annoncé des plans de restructuration visant à améliorer encore l’excellent rendement de la compagnie en centralisant davantage d’activités d’entreprise et techniques dans des centres d’affaires et technologiques mondiaux, afin de réaliser des gains d’efficacité et d’efficience substantiels grâce à l’échelle, à l’intégration et à la technologie. Ces plans de restructuration tirent parti de l’évolution rapide de l’environnement technologique et de la croissance des centres de capacités mondiaux dans le but de promouvoir la stratégie à long terme de L’Impériale visant à maximiser la valeur des actifs existants.

« Tout au long de cette transition, L’Impériale reste fermement engagée envers la sécurité, l’excellence opérationnelle, la fiabilité et l’obtention de résultats positifs », a déclaré M. Whelan. « La compagnie prend des mesures pour renforcer davantage ses fondements en vue d’une croissance future et se positionner de manière à continuer d’offrir à ses actionnaires les meilleurs rendements de l’industrie et une valeur à long terme ».

Faits saillants du troisième trimestre

• Le bénéfice net s’est élevé à 539 millions de dollars, ou 1,07 dollar par action sur une base diluée, comparativement à 1 237 millions de dollars, ou 2,33 dollars par action, au troisième trimestre de 2024. Les résultats du trimestre en cours comprennent des éléments identifiés¹ de 306 millions de dollars après impôts liés à une charge de perte de valeur hors trésorerie du campus de L’Impériale à Calgary et des frais de restructuration de 249 millions de dollars après impôts.
• Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 798 millions de dollars, en hausse par rapport aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 487 millions de dollars au troisième trimestre de 2024. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement¹, se sont élevés à 1 600 millions de dollars, y compris des effets défavorables de 149 millions de dollars liés aux charges de restructuration incluses dans les éléments identifiés¹, comparativement à 1 797 millions de dollars au troisième trimestre de 2024.
• Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 505 millions de dollars, en hausse par rapport à 486 millions de dollars au troisième trimestre de 2024.
• La compagnie a distribué 1 835 millions de dollars aux actionnaires au troisième trimestre de 2025, dont 366 millions de dollars sous forme de dividendes versés et 1 469 millions de dollars en rachats d’actions dans le cadre de son programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. L’Impériale a l’intention d’accélérer ses achats d’actions dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités afin de terminer le programme avant la fin de l’année.
• La production du secteur Amont s’est élevée en moyenne à 462 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production trimestrielle la plus élevée depuis plus de 30 ans, en hausse par rapport aux 447 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour au troisième trimestre de 2024, principalement attribuable à la production record à Kearl.
• La production brute totale record de bitume à Kearl s’est établie en moyenne à 316 000 barils par jour, (la part de L’Impériale se chiffrant à 224 000 barils), en hausse par rapport aux 295 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 209 000 barils) au troisième trimestre de 2024, principalement attribuable à l’amélioration de la productivité et à la reprise.
• La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en moyenne à 150 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 147 000 barils par jour au troisième trimestre de 2024.
• Le projet de SGSIV de Leming est prévue d’ici les prochaines semaines, la production augmentant ensuite 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 78 000 barils par jour, comparativement à 81 000 barils par jour au troisième trimestre de 2024.
• Le débit moyen des raffineries s’est élevé en moyenne à 425 000 barils par jour, en hausse par rapport à 389 000 barils par jour au troisième trimestre de 2024. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 98 pour cent, en hausse par rapport à 90 pour cent au troisième trimestre de 2024 La hausse du débit des raffineries et du taux d’utilisation est principalement attribuable à de moindres effets des activités d’entretien.
• Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 464 000 barils par jour, comparativement à 487 000 barils par jour au troisième trimestre de 2024, en raison de la baisse des volumes dans les circuits d’approvisionnement et de vente en gros.
• Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 21 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 28 millions de dollars au troisième trimestre de 2024.

Contexte commercial récent

Au cours du troisième trimestre de 2025, le prix du pétrole brut a légèrement augmenté, tandis que le différentiel WTI/WCS canadien est resté relativement stable par rapport au deuxième trimestre de 2025. Les marges de raffinage se sont améliorées au troisième trimestre de 2025, principalement en raison de la forte demande saisonnière et des perturbations de l’approvisionnement en diesel au niveau mondial.

Au cours de l’année 2025, les États-Unis ont annoncé diverses mesures liées au commerce, notamment l’imposition de droits de douane sur les importations en provenance du Canada et de plusieurs autres pays. En représailles, le Canada a annoncé ses propres droits de douane. Malgré l’incertitude actuelle quant aux effets que ces actions auront finalement sur L’Impériale, ses fournisseurs et ses clients, la compagnie n’anticipe pas d’effets financiers significatifs à court terme.

Résultats d’exploitation
Comparaison des troisièmes trimestres de 2025 et 2024

	Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2025	2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	539	1 237
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	1,07	2,33
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés^1	1 094	1 237

Les résultats du trimestre en cours comprennent des éléments identifiés¹ de 306 millions de dollars après impôts (406 millions de dollars avant impôts) liés à une charge de perte de valeur hors trésorerie et des frais de restructuration uniques de 249 millions de dollars après impôts (330 millions de dollars avant impôts).

Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2024	Prix	Volume	Redevance	Autres	2025
1 027	(330)	(10)	60	(19)	728

Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 9,02 $ 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 13,29 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse du WTI et au fléchissement du différentiel Synthétique/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.

Prix indicatifs et prix de vente moyens
	Troisième trimestre
En dollars canadiens, sauf indication contraire	2025	2024
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)	64,97	75,27
Western Canada Select (en dollars américains le baril)	54,62	61,76
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)	10,35	13,51
Bitume (le baril)	68,22	77,24
Pétrole brut synthétique (le baril)	91,12	104,41
Taux de change moyen (en dollars américains)	0,73	0,73

Production
	Troisième trimestre
en milliers de barils par jour	2025	2024
Kearl (part de L’Impériale)	224	209
Cold Lake	150	147
Syncrude	78	81
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)	316	295

La hausse de la production au site de Kearl est principalement attribuable à l’amélioration de la productivité et à la reprise.

Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2024	Marges	Autres	2025
205	230	9	444

Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des conditions du marché.

Autres : Comprend une diminution des activités d’entretien d’environ 70 millions de dollars.

Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
	Troisième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire	2025	2024
Débit des raffineries	425	389
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	98	90
Ventes de produits pétroliers	464	487

La hausse du débit des raffineries est principalement attribuable aux moindres effets des activités d’entretien.

La baisse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la baisse des volumes dans les circuits d’approvisionnement et de vente en gros.

Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2024	Marges	Autres	2025
28	(30)	23	21

Comptes non sectoriels et autres
	Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens	2025	2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	(654)	(23)

Les résultats du trimestre en cours comprennent des éléments identifiés¹ de 306 millions de dollars après impôts (406 millions de dollars avant impôts) liés à une charge de perte de valeur hors trésorerie et des frais de restructuration uniques de 249 millions de dollars après impôts (330 millions de dollars avant impôts).

Situation de trésorerie et sources de financement
	Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens	2025	2024
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation	1 798	1 487
Activités d’investissement	(482)	(484)
Activités de financement	(1 841)	(1 533)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie	(525)	(530)
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période	1 861	1 490

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 de financement reflètent principalement:

	Troisième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2025	2024
Dividendes versés	366	322
Dividende par action versé (en dollars)	0,72	0,60
Rachats d’actions (a)	1 469	1 206
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)	12,2	12,4

(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.

Comparaison des neuf premiers mois de 2025 et 2024

	Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2025	2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	2 776	3 565
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	5,46	6,66
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés^1	3 331	3 565

Les résultats de l’année en cours comprennent des éléments identifiés¹ de 306 millions de dollars après impôts (406 millions de dollars avant impôts) liés à une charge de perte de valeur hors trésorerie et des frais de restructuration uniques de 249 millions de dollars (330 millions de dollars avant impôts).

Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2024	Prix	Volume	Redevance	Autres	2025
2 384	(790)	120	220	189	2 123

Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 5,92 $ 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 10,51 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse du WTI, partiellement compensée par l’amélioration du différentiel Synthétique/WTI.

Volume : La hausse des volumes est principalement attribuable à l’augmentation de la production à Syncrude, Kearl et Cold Lake.

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 200 millions de dollars.

Prix indicatifs et prix de vente moyens
	Neuf mois
En dollars canadiens, sauf indication contraire	2025	2024
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)	66,65	77,59
Western Canada Select (en dollars américains le baril)	55,70	62,15
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)	10,95	15,44
Bitume (le baril)	69,68	75,60
Pétrole brut synthétique (le baril)	92,44	102,95
Taux de change moyen (en dollars américains)	0,71	0,74

Production
	Neuf mois
en milliers de barils par jour	2025	2024
Kearl (part de L’Impériale)	200	195
Cold Lake	150	145
Syncrude (a)	76	73
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)	282	275

(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	2025
1 130	260	(40)	1 350

Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des conditions du marché.

Autres : Attribuables essentiellement aux effets défavorables du volume de vente en gros d’environ 70 millions de dollars, augmentation des frais d’exploitation d’environ 70 millions de dollars attribuable à la hausse des coûts énergétiques et temps d’arrêt imprévus d’environ 60 millions de dollars, partiellement compensés par une diminution des activités d’entretien d’environ 100 millions de dollars.

Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
	Neuf mois
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire	2025	2024
Débit des raffineries	400	395
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	92	91
Ventes de produits pétroliers	466	469

Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens
2024	Marges	Autres	2025
150	(60)	(17)	73

Marges : La baisse des marges reflète principalement la faiblesse des marges industrielles sur le polyéthylène.

Comptes non sectoriels et autres
	Neuf mois
en millions de dollars canadiens	2025	2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	(770)	(99)

Les résultats de l’année en cours comprennent des éléments identifiés¹ de 306 millions de dollars après impôts (406 millions de dollars avant impôts) liés à une charge de perte de valeur hors trésorerie 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
	Neuf mois
en millions de dollars canadiens	2025	2024
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation	4 790	4 192
Activités d’investissement	(1 331)	(1 421)
Activités de financement	(2 577)	(2 145)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie	882	626

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 baisse des ajouts aux immobilisations corporelles.

Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement:

	Neuf mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2025	2024
Dividendes versés	1 040	921
Dividende par action versé (en dollars)	2,04	1,70
Rachats d’actions (a)	1 469	1 206
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)	12,2	12,4

(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 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. Ce nombre maximum d’actions comprend les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. Comme dans le passé, la société Exxon Mobil Corporation a informé la compagnie qu’elle avait l’intention de conserver son pourcentage de participation à environ 69,6 pour cent. Le programme prendra fin lorsque la compagnie aura acheté le nombre maximum d’actions autorisé dans le cadre du programme ou autrement le 28 juin 2026. L’Impériale a l’intention de continuer à accélérer ses rachats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et s’attend à racheter toutes les actions restantes auxquelles elle a droit avant la fin de l’exercise. Les projets de rachat peuvent être modifiés en tout temps sans préavis.

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 communiqué mentionnent notamment, sans toutefois s’y limiter, des renvois aux achats de la compagnie dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, y compris l’intention d’accélérer l’exécution du programme pour qu’il se termine avant la fin de l’année; les stratégies de la compagnie visant à augmenter les flux de trésorerie, à offrir un rendement aux actionnaires, à accroître les volumes, à réduire les charges décaissées unitaires, à distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires et à tirer parti de l’environnement technologique et de la croissance des centres de capacités mondiaux; les plans de restructuration de la compagnie et leurs répercussions anticipées, notamment sur le rendement et la valeur pour les actionnaires, l’accès aux centres d’affaires et technologiques mondiaux, l’amélioration du rendement, de l’efficience et de l’efficacité, ainsi que le renforcement des bases de la compagnie en vue de sa croissance future; et le projet de réaménagement SGSIV Leming de la compagnie, y compris le calendrier et la production prévue.

Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses émises au moment de la déclaration. Les résultats financiers et d’exploitation réels qui seront obtenus, notamment les attentes et les hypothèses concernant la demande énergétique future, l’approvisionnement et la répartition des sources; les taux de production, la croissance et la composition des différents actifs; les plans des projets, les calendriers, les coûts, les évaluations et les capacités techniques, et 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 de Leming; l’adoption et l’incidence des nouvelles installations ou technologies 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 au programme annuel d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et les résultats de l’évaluation périodique et continue des autres utilisations des capitaux; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût des charges d’alimentation locales et la fourniture de diesel renouvelable à la Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les carburants à faible teneur en carbone; le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à faibles émissions de carbone; le degré et la rapidité du soutien qu’apporteront les responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone; la réception des approbations réglementaires en temps opportun, en particulier en ce qui concerne les projets de réduction des émissions à grande échelle; 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; les lois et les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement aux changements climatiques, aux réductions des émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faibles émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression inflationniste en cours ou renouvelée; les dépenses en capital et liées à l’environnement; 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 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, le bouleversement des alliances commerciales ou 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 de la gestion et la 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
	Troisième trimestre		Neuf 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	12 049	13 259	35 798	38 925
Total des dépenses	11 348	11 656	32 165	34 261
Bénéfice (perte) avant impôts	701	1 603	3 633	4 664
Impôts sur le bénéfice	162	366	857	1 099
Bénéfice (perte) net	539	1 237	2 776	3 565
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)	1,07	2,33	5,47	6,67
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	1,07	2,33	5,46	6,66
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts	(24)	2	(14)	5
Total de l’actif au 30 septembre			42 963	42 529
Total de la dette au 30 septembre			3 997	4 115
Capitaux propres 30 septembre			23 684	23 639
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total	361	317	1 094	960
Par action ordinaire (en dollars)	0,72	0,60	2,16	1,80
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 30 septembre			496,9	523,4
Moyenne – compte tenu d’une dilution	505,1	531,9	508,6	535,3

			Annexe II
	Troisième trimestre		Neuf mois
en millions de dollars canadiens	2025	2024	2025	2024
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période	1 861	1 490	1 861	1 490
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net	539	1 237	2 776	3 565
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)	911	508	1 920	1 454
(Gain) perte à la vente d’actifs	22	(2)	11	(5)
Charges d’impôts futurs et autres	(200)	53	(231)	(186)
Variations de l’actif et du passif d’exploitation	198	(310)	17	(634)
Autres postes – montant net	328	1	297	(2)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	1 798	1 487	4 790	4 192
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles	(504)	(486)	(1 373)	(1 444)
Produits de la vente d’actifs	21	—	34	7
Placements supplémentaires	—	—	(4)	—
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net	1	2	12	16
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement	(482)	(484)	(1 331)	(1 421)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement	(1 841)	(1 533)	(2 577)	(2 145)

			Annexe III
	Troisième trimestre		Neuf mois
en millions de dollars canadiens	2025	2024	2025	2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont	728	1 027	2 123	2 384
Secteur Aval	444	205	1 350	1 130
Produits chimiques	21	28	73	150
Comptes non sectoriels et autres	(654)	(23)	(770)	(99)
Bénéfice (perte) net	539	1 237	2 776	3 565
Produits et autres revenus
Secteur Amont	4 109	4 609	12 351	13 329
Secteur Aval	13 223	14 570	39 669	42 843
Produits chimiques	343	255	1 071	1 092
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	(5 626)	(6 175)	(17 293)	(18 339)
Produits et autres revenus	12 049	13 259	35 798	38 925
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont	1 612	1 766	4 843	5 479
Secteur Aval	11 578	13 014	34 517	37 549
Produits chimiques	231	157	724	673
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	(5 645)	(6 203)	(17 337)	(18 405)
Achats de pétrole brut et de produits	7 776	8 734	22 747	25 296
Production et fabrication
Secteur Amont	1 098	1 050	3 401	3 441
Secteur Aval	462	423	1 385	1 279
Produits chimiques	58	36	171	137
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	7	8	18	13
Production et fabrication	1 625	1 517	4 975	4 870
Frais de vente et frais généraux
Secteur Amont	—	—	—	—
Secteur Aval	169	170	518	503
Produits chimiques	22	22	64	71
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	431	31	550	116
Frais de vente et frais généraux	622	223	1 132	690
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont	353	300	972	857
Secteur Aval	114	133	292	435
Produits chimiques	4	3	8	11
Comptes non sectoriels et autres	34	50	104	141
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	505	486	1 376	1 444
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus	1	1	3	3

	Annexe IV
Données d’exploitation	Troisième trimestre		Neuf mois
	2025	2024	2025	2024
Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl	224	209	200	195
Cold Lake	150	147	150	145
Syncrude (a)	78	81	76	73
Classique	5	5	5	6
Total de la production de pétrole brut	457	442	431	419
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)	28	31	29	30
Production brute d’équivalent pétrole (b)	462	447	436	424
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl	211	194	188	181
Cold Lake	116	114	120	110
Syncrude (a)	67	68	66	61
Classique	5	5	4	6
Total de la production de pétrole brut	399	381	378	358
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)	28	30	28	30
Production nette d’équivalent pétrole (b)	404	386	383	363
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)	301	281	277	269
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)	194	189	198	192
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)	68,22	77,24	69,68	75,60
Pétrole brut synthétique (le baril)	91,12	104,41	92,44	102,95
Pétrole brut classique (le baril)	41,24	60,91	43,20	59,42
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)	425	389	400	395
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	98	90	92	91
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence	226	227	222	223
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur	169	185	176	177
Huiles lubrifiantes et autres produits	48	55	48	47
Mazout lourd	21	20	20	22
Ventes nettes de produits pétroliers	464	487	466	469
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)	173	76	524	510

(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)	—	—	2	1

(a)	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
Exercice	2 776	5,46

(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
	Troisième trimestre		Neuf 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	1 798	1 487	4 790	4 192
Moins les variations du fonds de roulement
Variations de l’actif et du passif d’exploitation	198	(310)	17	(634)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement	1 600	1 797	4 773	4 826

(a)	Comprend des effets défavorables de 149 millions de dollars liés à l’élément à court terme des charges de restructuration incluses dans les éléments identifiés^1.

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
	Troisième trimestre		Neuf 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	1 798	1 487	4 790	4 192
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles	(504)	(486)	(1 373)	(1 444)
Produits de la vente d’actifs	21	—	34	7
Placements supplémentaires	—	—	(4)	—
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net	1	2	12	16
Flux de trésorerie disponible	1 316	1 003	3 459	2 771

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
	Troisième trimestre		Neuf 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)	539	1 237	2 776	3 565
Moins les éléments identifiés compris dans le bénéfice (perte) net
Pertes de valeur	(306)	—	(306)	—
Charges de restructuration	(249)	—	(249)	—
Sous-total des éléments identifiés	(555)	—	(555)	—
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés	1 094	1 237	3 331	3 565

Rapprochement du bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés par action ordinaire, compte tenu d’une dilution
	Troisième trimestre		Neuf 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	1,07	2,33	5,46	6,66
Moins les éléments identifiés compris dans le bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution
Pertes de valeur	(0,61)	—	(0,60)	—
Charges de restructuration	(0,49)	—	(0,49)	—
Sous-total des éléments identifiés par action ordinaire, compte tenu d’une dilution	(1,10)	—	(1,09)	—
Bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés par action ordinaire, compte tenu d’une dilution	2,17	2,33	6,55	6,66

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
	Troisième trimestre		Neuf mois
en millions de dollars canadiens	2025	2024	2025	2024
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Total des dépenses	11 348	11 656	32 165	34 261
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits	7 776	8 734	22 747	25 296
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant	380	661	1 344	1 908
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)	911	508	1 920	1 454
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite	25	1	36	3
Financement	8	11	8	37
Charges d’exploitation décaissées	2 248	1 741	6 110	5 563

Composants des charges d’exploitation décaissées
	Troisième trimestre		Neuf mois
en millions de dollars canadiens	2025	2024	2025	2024
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Production et fabrication	1 625	1 517	4 975	4 870
Frais de vente et frais généraux	622	223	1 132	690
Exploration	1	1	3	3
Charges d’exploitation décaissées	2 248	1 741	6 110	5 563

Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées
	Troisième trimestre		Neuf mois
en millions de dollars canadiens	2025	2024	2025	2024
Secteur Amont	1 099	1 051	3 404	3 444
Secteur Aval	631	593	1 903	1 782
Produits chimiques	80	58	235	208
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	438	39	568	129
Charges d’exploitation décaissées	2 248	1 741	6 110	5 563

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
	Troisième trimestre
	2025				2024
en millions de dollars canadiens	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude
Production et fabrication	1 098	427	253	369	1 050	461	238	313
Frais de vente et frais généraux	—	—	—	—	—	—	—	—
Exploration	1	—	—	—	1	—	—	—
Charges d’exploitation décaissées	1 099	427	253	369	1 051	461	238	313
Production brute d’équivalent pétrole	462	224	150	78	447	209	147	81
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)	25,86	20,72	18,33	51,42	25,56	23,98	17,60	42,00
USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre 2025 0,73 dollar américain; 2024 0,73 dollar américain	18,88	15,13	13,38	37,54	18,66	17,51	12,85	30,66

Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
	Neuf mois
	2025				2024
en millions de dollars canadiens	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude
Production et fabrication	3 401	1 376	810	1 051	3 441	1 459	809	1 055
Frais de vente et frais généraux	—	—	—	—	—	—	—	—
Exploration	3	—	—	—	3	—	—	—
Charges d’exploitation décaissées	3 404	1 376	810	1 051	3 444	1 459	809	1 055
Production brute d’équivalent pétrole	436	200	150	76	424	195	145	73
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)	28,60	25,20	19,78	50,66	29,64	27,31	20,36	52,74
USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel 2025 0,71 dollar américain; 2024 0,74 dollar américain	20,31	17,89	14,04	35,97	21,93	20,21	15,07	39,03

(a)	Le secteur Amont comprend la part de L’Impériale de Kearl, Cold Lake, Syncrude et autres.

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^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