L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le deuxième trimestre 2026

• Bénéfice net trimestriel de 2 190 millions de dollars
• Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 2 704 millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement¹, de 2 522 millions de dollars
• Production trimestrielle du secteur Amont de 414 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
• Production trimestrielle de Kearl de 257 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 182 000 barils)
• Production trimestrielle de Cold Lake de 149 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
• Taux d’utilisation de la capacité des raffineries du secteur Aval de 76 pour cent
• Renouvellement de l’offre publique annuelle de rachat dans le cours normal des activités pour racheter jusqu’à cinq pour cent des actions ordinaires en circulation; intention d’accélérer les achats afin de terminer le programme avant la fin de l’année

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

	Deuxième trimestre			Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2026	2025	∆	2026	2025	∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	2 190	949	+1 241	3 130	2 237	+893
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	4,52	1,86	+2,66	6,46	4,38	+2,08
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	531	473	+58	1 009	871	+138

L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au deuxième trimestre de 2 190 millions de dollars, en hausse par rapport à un bénéfice net de 940 millions de dollars au premier trimestre de 2026, principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières, partiellement contrebalancée par des activités d’entretien planifiées.

Les flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 2 704 millions de dollars, en hausse par rapport aux 756 millions de dollars enregistrés au premier trimestre de 2026. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement¹, se sont élevés à 2 522 millions de dollars, en hausse par rapport à 1 239 millions de dollars au premier trimestre de 2026.

« Le modèle d’affaires intégré avantageux de L’Impériale a permis d’obtenir de solides résultats financiers dans tous les segments d’exploitation, le secteur Amont, le secteur Aval et les Produits chimiques, tout en exécutant d’importantes activités d’entretien planifiées », 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 414 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 257 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 182 000 barils), comprenant l’exécution des activités d’entretien planifiées. La production à Cold Lake s’est établie en moyenne à 149 000 barils par jour, grâce notamment au solide rendement de la technologie de SGSIV avec adjonction de solvant à Grand Rapids. La quote-part de la compagnie dans la production de Syncrude pour le trimestre s’est établie en moyenne à 73 000 barils par jour.

Le débit du secteur Aval pour le trimestre s’est élevé en moyenne à 331 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 76 pour cent. Le débit a été affecté par des activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona et des temps d’arrêt imprévus. Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 446 000 barils par jour.

L’Impériale a actualisé ses fourchettes de prévisions concernant le débit et les taux d’utilisation des raffineries pour 2026, passant de 395 000 – 405 000 barils par jour et 91 % – 93 % d’utilisation à 370 000 – 380 000 barils par jour et 85 % – 88 % d’utilisation, cela afin de prendre en compte les temps d’arrêt imprévus ainsi qu’un défi logistique ferroviaire à court terme à Strathcona qui devrait être résolu d’ici la fin de l’année.

Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 421 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a déclaré un dividende de 87 cents par action au troisième trimestre. En juin, L’Impériale a renouvelé son programme annuel d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, qui lui permettra de racheter jusqu’à cinq pour cent de ses actions en circulation au cours d’une période de 12 mois.

« Après avoir achevé en toute sécurité notre trimestre d’activités d’entretien planifiées le plus chargé, nous anticipons des volumes importants et un solide rendement global au second semestre de 2026 dans l’ensemble de notre entreprise intégrée, ce qui nous permettra de générer un solide flux de trésorerie disponible¹ », a déclaré John Whelan. « Compte tenu de ma confiance dans ces perspectives, j’ai le plaisir d’annoncer notre intention d’accélérer nos rachats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, l’objectif étant d’achever le programme avant la fin de l’année. »

Faits saillants du deuxième trimestre

• Le bénéfice net s’est élevé à 2 190 millions de dollars, ou 4,52 dollars par action sur une base diluée, en hausse par rapport à 949 millions de dollars, ou 1,86 dollar par action, au deuxième trimestre de 2025.
• Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 2 704 millions de dollars, en hausse par rapport aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 465 millions de dollars au deuxième trimestre de 2025. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement¹, se sont élevés à 2 522 millions de dollars, en hausse par rapport à 1 413 millions de dollars au deuxième trimestre de 2025.
• Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 531 millions de dollars, en hausse par rapport à 473 millions de dollars au deuxième trimestre de 2025.
• La compagnie a distribué 421 millions de dollars aux actionnaires au deuxième trimestre de 2026, sous forme de dividendes versés.
• Renouvellement du programme de rachats d’actions, permettant le rachat de jusqu’à cinq pour cent des actions ordinaires en circulation, soit un maximum de 24 179 635 actions, au cours de la période de 12 mois commençant le 29 juin 2026. Conformément à son engagement de distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires, L’Impériale a l’intention d’accélérer ses achats d’actions dans le cadre de l’offre publique annuelle de rachat d’actions dans le cours normal des activités et s’attend à racheter toutes les actions restantes auxquelles elle a droit avant la fin de l’année. Les projets de rachat peuvent être modifiés en tout temps sans préavis.
• La production du secteur Amont s’est établie en moyenne à 414 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, comparativement à 427 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2025, en raison de la baisse des volumes à Kearl et Syncrude.
• La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 257 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 182 000 barils), comparativement à 275 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 195 000 barils) au cours du deuxième trimestre de 2025, cela étant principalement attribuable à l’absence de minerai de qualité exceptionnelle.
• La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en moyenne à 149 000 barils par jour, en hausse par rapport à 145 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2025.
• La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 73 000 barils par jour, comparativement à 77 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2025, une baisse principalement attribuable à des précipitations extrêmes, et a été partiellement compensée par une réduction des temps d’arrêt imprévus.
• Le débit moyen des raffineries s’est élevé en moyenne à 331 000 barils par jour, comparativement à 376 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2025. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 76 pour cent, comparativement à 87 pour cent au deuxième trimestre de 2025. Le débit des raffineries et l’utilisation de la capacité de raffinage plus faibles sont principalement attribuables aux activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona.
• Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 446 000 barils par jour, comparativement à 480 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2025, ce qui coïncide avec la baisse du débit liée aux activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona.
• Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 65 millions de dollars pour le trimestre, en hausse par rapport à 21 millions de dollars au deuxième trimestre de 2025.
• Après le trimestre, un protocole d’entente trilatéral non contraignant a été signé entre le gouvernement du Canada, le gouvernement de l’Alberta et les entreprises membres de l’Alliance des sables bitumineux. Ce protocole d’entente trilatéral prévoit une série de réformes réglementaires et de mesures fiscales visant à améliorer la compétitivité des sables bitumineux et à soutenir la croissance de la production. La mise en œuvre du Projet Pathways proposé, tel que décrit dans le protocole d’entente trilatéral, est soumise, entre autres, à la signature d’accords définitifs et aux approbations réglementaires.

Contexte commercial récent

Au cours du deuxième trimestre de 2026, le prix du pétrole brut a augmenté par rapport au premier trimestre de 2026, tandis que le différentiel WTI/WCS canadien s’est légèrement 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 deuxième trimestre de 2026, sous l’effet des perturbations mondiales de l’approvisionnement en produits.

Depuis 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 deuxièmes trimestres de 2026 et 2025

	Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2026	2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	2 190	949
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	4,52	1,86

Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2025	Prix	Volume	Redevance	Autres	2026
664	1 010	(120)	(220)	(35)	1 299

Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 29,97 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une hausse des prix indicatifs, partiellement compensée par un fléchissement du différentiel WTI/WCS et une augmentation des coûts des diluants. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont augmenté de 53,25 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une hausse des prix indicatifs et à l’amélioration du différentiel synthétique/WTI.

Volume : Les volumes plus faibles ont été principalement attribuables à une baisse de la production à Kearl et Syncrude.

Redevances : L’augmentation des redevances a été principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières.

Prix indicatifs et prix de vente moyens
	Deuxième trimestre
En dollars canadiens, sauf indication contraire	2026	2025
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)	92,69	63,69
Western Canada Select (en dollars américains le baril)	77,90	53,66
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)	14,79	10,03
Bitume (le baril)	95,79	65,82
Pétrole brut synthétique (le baril)	141,10	87,85
Taux de change moyen (en dollars américains)	0,72	0,72

Production
	Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour	2026	2025
Kearl (part de L’Impériale)	182	195
Cold Lake	149	145
Syncrude (a)	73	77
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)	257	275

(a)	Au deuxième trimestre de 2026, la production brute de Syncrude comprenait environ 0 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2025 - 4 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 Kearl a été attribuable à l’absence de minerai d’une qualité exceptionnelle, par rapport au deuxième trimestre de 2025.

La baisse de la production à Syncrude a été attribuable à des précipitations extrêmes, et a été partiellement compensée par une réduction des temps d’arrêt imprévus.

Secteur Aval
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2025	Marges	Autres	2026
322	500	(35)	787

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

Autres : Attribuables principalement à des coûts d’entretien d’environ 190 millions de dollars, partiellement compensés par des effets favorables de la gamme de produits d’environ 140 millions de dollars.

Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
	Deuxième trimestre
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire	2026	2025
Débit des raffineries	331	376
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	76	87
Ventes de produits pétroliers	446	480

Le débit des raffineries et l’utilisation de la capacité de raffinage plus faibles sont principalement attribuables aux activités d’entretien planifiées.

La baisse des ventes de produits pétroliers coïncide avec la baisse du débit liée aux activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona.

L’Impériale a actualisé ses fourchettes de prévisions concernant le débit et les taux d’utilisation des raffineries pour 2026, passant de 395 000 – 405 000 barils par jour et 91 % – 93 % d’utilisation à 370 000 – 380 000 barils par jour et 85 % – 88 % d’utilisation, cela afin de prendre en compte les temps d’arrêt imprévus ainsi qu’un défi logistique ferroviaire à court terme à Strathcona qui devrait être résolu d’ici la fin de l’année.

Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2025	Marges	Autres	2026
21	80	(36)	65

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

Comptes non sectoriels et autres
	Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens	2026	2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	39	(58	)

Les résultats du trimestre en cours reflètent une baisse des programmes de rémunération et d’intéressement.

Situation de trésorerie et sources de financement
	Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens	2026		2025
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation	2 704		1 465
Activités d’investissement	(470	)	(472	)
Activités de financement	(424	)	(371	)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie	1 810		622
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période	2 839		2 386

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement la hausse des bénéfices.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement les ajouts aux immobilisations corporelles, lesquels ont été compensés par le produit de la vente de biens excédentaires à Montréal.

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

	Deuxième trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2026	2025
Dividendes versés	421	367
Dividende par action versé (en dollars)	0,87	0,72
Rachats d’actions (a)	—	—
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)	—	—

(a)	La compagnie n'a pas acheté d’actions au cours des deuxièmes trimestres de 2026 et 2025.

Le 23 juin 2026, 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. Les actionnaires peuvent obtenir gratuitement une copie du Préavis d’offre publique annuelle de rachat dans le cours normal des activités approuvé par la TSX en contactant la compagnie. Le programme permet à la compagnie d’acheter jusqu’à un maximum de 24 179 635 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin 2026 au 28 juin 2027. Ce nombre maximum d’actions comprend les actions rachetées à ExxonMobil Holdings Corporation dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. Comme dans le passé, la société ExxonMobil Holdings 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 2027. L’Impériale a l’intention d’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’exercice. Les projets de rachat peuvent être modifiés en tout temps sans préavis.

Comparaison des six premiers mois de 2026 et 2025

	Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2026	2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	3 130	2 237
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	6,46	4,38

Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2025	Prix	Volume	Redevance	Autres	2026
1 395	900	(170)	(220)	(136)	1 769

Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 11,41 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une hausse des prix indicatifs, partiellement compensée par un fléchissement du différentiel WTI/WCS et une augmentation des coûts des diluants. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont augmenté de 25,72 $ le baril, cela étant principalement attribuable à une hausse des prix indicatifs et à l’amélioration du différentiel synthétique/WTI.

Volume : Les volumes plus faibles ont été principalement attribuables à une baisse de la production à Kearl et Syncrude.

Redevances : L’augmentation des redevances a été principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières.

Autres : Attribuables principalement à des effets de change défavorables d’environ 100 millions de dollars et à des coûts d’exploitation plus élevés d’environ 100 millions de dollars, principalement liés à Syncrude.

Prix indicatifs et prix de vente moyens
	Six mois
En dollars canadiens, sauf indication contraire	2026	2025
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril)	82,77	67,52
Western Canada Select (en dollars américains le baril)	68,19	56,25
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril)	14,58	11,27
Bitume (le baril)	81,91	70,50
Pétrole brut synthétique (le baril)	118,86	93,14
Taux de change moyen (en dollars américains)	0,73	0,71

Production
	Six mois
en milliers de barils par jour	2026	2025
Kearl (part de L’Impériale)	183	189
Cold Lake	152	150
Syncrude (a)	73	75
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour)	258	266

(a)	En 2026, la production brute de Syncrude comprenait environ 4 millier de barils de bitume par jour et d'autres produits (2025 - 3 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
2025	Marges	Autres	2026
906	460	32	1 398

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

Autres : Attribuables principalement à des effets favorables de la gamme de produits d’environ 230 millions de dollars, partiellement contrebalancés par des coûts d’entretien d’environ 190 millions de dollars.

Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers
	Six mois
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire	2026	2025
Débit des raffineries	358	387
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	82	89
Ventes de produits pétroliers	444	468

Le débit des raffineries et l’utilisation de la capacité de raffinage plus faibles sont principalement attribuables aux activités d’entretien planifiées.

La baisse des ventes de produits pétroliers coïncide avec la baisse du débit liée aux activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Strathcona.

L’Impériale a actualisé ses fourchettes de prévisions concernant le débit et les taux d’utilisation des raffineries pour 2026, passant de 395 000 – 405 000 barils par jour et 91 % – 93 % d’utilisation à 370 000 – 380 000 barils par jour et 85 % – 88 % d’utilisation, cela afin de prendre en compte les temps d’arrêt imprévus ainsi qu’un défi logistique ferroviaire à court terme à Strathcona qui devrait être résolu d’ici la fin de l’année.

Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte) net
en millions de dollars canadiens
2025	Marges	Autres	2026
52	60	(23)	89

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

Comptes non sectoriels et autres
	Six mois
en millions de dollars canadiens	2026		2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)	(126	)	(116	)

Situation de trésorerie et sources de financement
	Six mois
en millions de dollars canadiens	2026		2025
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation	3 460		2 992
Activités d’investissement	(920	)	(849	)
Activités de financement	(843	)	(736	)
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie	1 697		1 407

Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent principalement la hausse des bénéfices, partiellement contrebalancée par les effets défavorables du fonds de roulement.

Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement les ajouts aux immobilisations corporelles, lesquels ont été partiellement compensés par le produit de la vente de biens excédentaires à Montréal.

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

	Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2026	2025
Dividendes versés	771	674
Dividende par action versé (en dollars)	1,59	1,32
Rachats d’actions (a)	—	—
Nombre d’actions achetées (en millions) (a)	—	—

(a)	La compagnie n'a pas acheté d’actions au cours des six mois se terminant les 30 juin 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 mentionnent notamment, sans toutefois s’y limiter, les achats dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et le projet d’accélération des achats pour achever le programme avant la fin de l’année; les prévisions actualisées de la compagnie concernant le débit des raffineries et le taux d’utilisation de la capacité de raffinage du secteur Aval pour 2026; le rendement de la compagnie au deuxième semestre de l’année; la date cible fixée pour résoudre les problèmes logistiques ferroviaires à court terme à Strathcona; l’anticipation par la compagnie que les volumes importants enregistrés au second semestre de 2026 dans l’ensemble de ses activités intégrées permettront de générer un solide flux de trésorerie disponible; l’engagement pris par la compagnie de distribuer les excédents de trésorerie aux actionnaires; les possibilités de réformes réglementaires et de mesures fiscales visant à améliorer la compétitivité des sables bitumineux et à soutenir la croissance de la production qui découlent du protocole d’entente trilatéral non contraignant signé entre le gouvernement du Canada, le gouvernement de l’Alberta et les entreprises membres de l’Alliance des sables bitumineux; les occasions d’augmenter la production des actifs exploités du secteur Amont, y compris celles liées aux nouvelles technologies de solvants; et les 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 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 les défis logistiques ferroviaires à Strathcona; sur les activités d’entretien et de maintenance, et leur coût; 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 les réformes réglementaires et les mesures fiscales visant à améliorer la compétitivité des sables bitumineux et à soutenir la croissance de la production; 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 perturbations ou 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
	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire	2026	2025	2026	2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Total des produits et des autres revenus	16 062	11 232	28 508	23 749
Total des dépenses	13 202	9 988	24 416	20 817
Bénéfice (perte) avant impôts	2 860	1 244	4 092	2 932
Impôts sur le bénéfice	670	295	962	695
Bénéfice (perte) net	2 190	949	3 130	2 237
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars)	4,53	1,86	6,47	4,39
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)	4,52	1,86	6,46	4,38
Autres données financières
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts	49	1	56	10
Total de l’actif au 30 juin			47 863	44 178
Total de la dette au 30 juin			3 988	4 002
Capitaux propres 30 juin			24 543	24 999
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires
Total	420	366	841	733
Par action ordinaire (en dollars)	0,87	0,72	1,74	1,44
Millions d’actions ordinaires en circulation
Au 30 juin			483,6	509,0
Moyenne – compte tenu d’une dilution	484,9	510,3	484,9	510,2

					Annexe II
	Deuxième trimestre				Six mois
en millions de dollars canadiens	2026		2025		2026		2025
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période	2 839		2 386		2 839		2 386
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net	2 190		949		3 130		2 237
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie :
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)	511		478		1 031		1 009
(Gain) perte à la vente d’actifs	(56	)	(1	)	(64	)	(11	)
Charges d’impôts futurs et autres	(40	)	—		(386	)	(31	)
Variations de l’actif et du passif d’exploitation	182		52		(301	)	(181	)
Autres postes – montant net	(83	)	(13	)	50		(31	)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	2 704		1 465		3 460		2 992
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles	(530	)	(471	)	(1 005	)	(869	)
Produits de la vente d’actifs	58		2		67		13
Placements supplémentaires	—		(4	)	—		(4	)
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net	2		1		18		11
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement	(470	)	(472	)	(920	)	(849	)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement	(424	)	(371	)	(843	)	(736	)

					Annexe III
	Deuxième trimestre				Six mois
en millions de dollars canadiens	2026		2025		2026		2025
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis)
Secteur Amont	1 299		664		1 769		1 395
Secteur Aval	787		322		1 398		906
Produits chimiques	65		21		89		52
Comptes non sectoriels et autres	39		(58	)	(126	)	(116	)
Bénéfice (perte) net	2 190		949		3 130		2 237
Produits et autres revenus
Secteur Amont	5 498		3 784		9 519		8 242
Secteur Aval	17 850		12 427		31 760		26 446
Produits chimiques	447		356		783		728
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	(7 733	)	(5 335	)	(13 554	)	(11 667	)
Produits et autres revenus	16 062		11 232		28 508		23 749
Achats de pétrole brut et de produits
Secteur Amont	2 170		1 369		3 889		3 231
Secteur Aval	15 936		10 952		27 998		22 939
Produits chimiques	277		240		503		493
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	(7 742	)	(5 346	)	(13 571	)	(11 692	)
Achats de pétrole brut et de produits	10 641		7 215		18 819		14 971
Production et fabrication
Secteur Amont	1 220		1 127		2 456		2 303
Secteur Aval	542		466		1 005		923
Produits chimiques	54		62		106		113
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	3		9		6		11
Production et fabrication	1 819		1 664		3 573		3 350
Frais de vente et frais généraux
Secteur Amont	—		—		—		—
Secteur Aval	195		175		375		349
Produits chimiques	19		20		41		42
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	(70	)	56		125		119
Frais de vente et frais généraux	144		251		541		510
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration
Secteur Amont	359		353		721		619
Secteur Aval	125		90		216		178
Produits chimiques	28		1		31		4
Comptes non sectoriels et autres	19		29		41		70
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration	531		473		1 009		871
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus	1		—		4		2

	Annexe IV
Données d’exploitation	Deuxième trimestre		Six mois
	2026	2025	2026	2025
Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl	182	195	183	189
Cold Lake	149	145	152	150
Syncrude (a)	73	77	73	75
Classique	4	5	4	4
Total de la production de pétrole brut	408	422	412	418
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)	35	28	30	29
Production brute d’équivalent pétrole (b)	414	427	417	423
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut (en milliers de barils par jour)
Kearl	165	185	170	177
Cold Lake	113	120	116	121
Syncrude (a)	65	68	62	65
Classique	4	4	4	4
Total de la production de pétrole brut	347	377	352	367
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour)	35	27	30	29
Production nette d’équivalent pétrole (b)	353	382	357	372
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour)	253	271	257	265
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour)	195	193	201	200
Prix de vente moyens (en dollars canadiens)
Bitume (le baril)	95,79	65,82	81,91	70,50
Pétrole brut synthétique (le baril)	141,10	87,85	118,86	93,14
Pétrole brut classique (le baril)	85,52	39,31	69,65	44,17
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour)	331	376	358	387
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage)	76	87	82	89
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour)
Essence	212	225	212	220
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur	167	186	168	180
Huiles lubrifiantes et autres produits	44	46	47	49
Mazout lourd	23	23	17	19
Ventes nettes de produits pétroliers	446	480	444	468
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes)	163	186	343	351

(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)	—	4	4	3
	Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour)	—	4	3	3
(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) en millions de dollars canadiens	Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (a) 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
Deuxième trimestre	2 190	4,52
Exercice	3 130	6,46

(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
	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2026	2025	2026		2025
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	2 704	1 465	3 460		2 992
Moins les variations du fonds de roulement
Variations de l’actif et du passif d’exploitation	182	52	(301	)	(181	)
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement	2 522	1 413	3 761		3 173

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
	Deuxième trimestre				Six mois
en millions de dollars canadiens	2026		2025		2026		2025
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation	2 704		1 465		3 460		2 992
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles	(530	)	(471	)	(1 005	)	(869	)
Produits de la vente d’actifs	58		2		67		13
Placements supplémentaires	—		(4	)	—		(4	)
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net	2		1		18		11
Flux de trésorerie disponible	2 234		993		2 540		2 143

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 deuxièmes trimestre ou en cumul annuel pour 2026 et 2025.

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
	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2026	2025	2026	2025
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Total des dépenses	13 202	9 988	24 416	20 817
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits	10 641	7 215	18 819	14 971
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant	70	372	418	964
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur)	511	478	1 031	1 009
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite	2	6	5	11
Financement	14	2	25	—
Charges d’exploitation décaissées	1 964	1 915	4 118	3 862

Composants des charges d’exploitation décaissées
	Deuxième trimestre		Six mois
en millions de dollars canadiens	2026	2025	2026	2025
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale
Production et fabrication	1 819	1 664	3 573	3 350
Frais de vente et frais généraux	144	251	541	510
Exploration	1	—	4	2
Charges d’exploitation décaissées	1 964	1 915	4 118	3 862

Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées
	Deuxième trimestre			Six mois
en millions de dollars canadiens	2026		2025	2026	2025
Secteur Amont	1 221		1 127	2 460	2 305
Secteur Aval	737		641	1 380	1 272
Produits chimiques	73		82	147	155
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres	(67	)	65	131	130
Charges d’exploitation décaissées	1 964		1 915	4 118	3 862

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
	Deuxième trimestre
	2026				2025
en millions de dollars canadiens	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude	Secteur Amont (a)	Kearl	Cold Lake	Syncrude
Production et fabrication	1 220	494	290	384	1 127	465	272	329
Frais de vente et frais généraux	—	—	—	—	—	—	—	—
Exploration	1	—	—	—	—	—	—	—
Charges d’exploitation décaissées	1 221	494	290	384	1 127	465	272	329
Production brute d’équivalent pétrole	414	182	149	73	427	195	145	77
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)	32,41	29,83	21,39	57,81	29,00	26,20	20,61	46,95
USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre 2026 0,72 dollar américain; 2025 0,72 dollar américain	23,34	21,48	15,40	41,62	20,88	18,86	14,84	33,80

Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
	Six 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	2 456	981	569	797	2 303	949	557	682
Frais de vente et frais généraux	—	—	—	—	—	—	—	—
Exploration	4	—	—	—	2	—	—	—
Charges d’exploitation décaissées	2 460	981	569	797	2 305	949	557	682
Production brute d’équivalent pétrole	417	183	152	73	423	189	150	75
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)	32,59	29,62	20,68	60,32	30,11	27,74	20,52	50,24
USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel 2026 0,73 dollar américain; 2025 0,71 dollar américain	23,79	21,62	15,10	44,03	21,38	19,70	14,57	35,67

(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