L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le troisième trimestre 2026
L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le troisième trimestre 2026
- Bénéfice net trimestriel record de 2 454 millions de dollars
- Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 3 228 millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement1, de 2 957 millions de dollars
- Production trimestrielle du secteur Amont de 418 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
- Production trimestrielle de Kearl de 282 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 200 000 barils)
- Production trimestrielle de Cold Lake de 139 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour
- Bénéfice trimestriel record et taux d’utilisation de la capacité des raffineries du secteur Aval de 88 pour cent
- La compagnie a distribué 2 506 millions de dollars aux actionnaires, dont 420 millions de dollars sous forme de dividendes versés et 2 086 millions de dollars en rachats d’actions
CALGARY, Alberta--(BUSINESS WIRE)--Imperial (TSE: IMO) (NYSE American: IMO):
Troisième trimestre |
Neuf mois |
|||||
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2026 |
2025 |
∆ |
2026 |
2025 |
∆ |
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
2 454 |
539 |
+1 915 |
5 584 |
2 776 |
+2 808 |
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1 |
2 454 |
1 094 |
+1 360 |
5 584 |
3 331 |
+2 253 |
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) |
5,11 |
1,07 |
+4,04 |
11,55 |
5,46 |
+6,09 |
Bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés1 par action ordinaire, compte tenu d’une dilution (en dollars) |
5,11 |
2,17 |
+2,94 |
11,55 |
6,55 |
+5,00 |
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration |
668 |
505 |
+163 |
1 677 |
1 376 |
+301 |
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au troisième trimestre de 2 454 millions de dollars, en hausse par rapport à un bénéfice net de 2 190 millions de dollars au deuxième trimestre de 2026, principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières et des volumes du secteur Aval.
Les flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 3 228 millions de dollars, en hausse par rapport à 2 704 millions de dollars au deuxième trimestre de 2026. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 2 957 millions de dollars, en hausse par rapport à 2 522 millions de dollars au deuxième trimestre de 2026.
« Le modèle d’affaires intégré avantageux de L’Impériale continue de produire de solides résultats financiers dans tous les segments d’exploitation », a déclaré John Whelan, président du conseil d’administration, président et président-directeur général. « Nos résultats dans le secteur Aval ont été renforcés par notre investissement dans l’installation de production de diesel renouvelable de la raffinerie de Strathcona, qui a permis de fournir aux marchés canadiens un diesel renouvelable local de grande valeur et à faibles émissions de carbone. »
La production du secteur Amont au trimestre s’est élevée en moyenne à 418 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. À Kearl, la production trimestrielle brute totale s’est établie en moyenne à 282 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 200 000 barils), comprenant les répercussions d’une interruption de service sur un pipeline exploité par un tiers, qui a entraîné un arrêt complet de la production pendant plusieurs jours. Compte tenu des effets d’événements liés à des tiers sur la production de Kearl depuis le début de l’année, la compagnie vise maintenant une production brute totale de 280 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 199 000 barils) en 2026. La production à Cold Lake s’est établie en moyenne à 139 000 barils par jour, y compris pendant les activités d’entretien planifiées. La quote-part de la compagnie dans la production de Syncrude pour le trimestre s’est établie en moyenne à 70 000 barils par jour, incluant les activités d’entretien planifiées de l’unité de cokéfaction.
Le débit des raffineries pour le trimestre s’est élevé en moyenne à 381 000 barils par jour, avec un taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 88 pour cent. Ce taux a été affecté par une interruption de service sur un pipeline exploité par un tiers et par les activités d’entretien planifiées à la raffinerie de Sarnia. L’usine de diesel renouvelable de la raffinerie de Strathcona a atteint son plus haut débit de traitement de canola et a affiché de solides résultats financiers au cours du trimestre. Les travaux visant à désengorger la logistique ferroviaire à Strathcona, afin d’accroître les volumes de pétrole brut traités tout en soutenant la croissance continue du débit de traitement de canola, progressent comme prévu et devraient améliorer l’utilisation de la capacité de raffinage d’ici la fin de l’année. Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 474 000 barils par jour.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 2 506 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 87 cents par action pour le quatrième trimestre.
« Au cours du trimestre, nous avons porté notre solde de trésorerie à 2,9 milliards de dollars tout en finançant nos dépenses en immobilisations, le versement de dividendes et l’accélération des rachats d’actions », a déclaré John Whelan. « Nous sommes en bonne voie pour mener à terme notre programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités avant la fin de l’année et sommes bien placés pour distribuer l’excédent de trésorerie aux actionnaires dans la nouvelle année. »
Faits saillants du troisième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 2 454 millions de dollars ou 5,11 dollars par action sur une base diluée, en hausse par rapport à 539 millions de dollars ou 1,07 dollar par action, au troisième trimestre de 2025. Les résultats du troisième trimestre de 2025 tiennent compte d’éléments identifiés1 défavorables de 555 millions de dollars, après impôts.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 3 228 millions de dollars, en hausse par rapport aux flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 798 millions de dollars au troisième trimestre de 2025. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 2 957 millions de dollars, en hausse par rapport à 1 600 millions de dollars au troisième trimestre de 2025.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 668 millions de dollars, en hausse par rapport à 505 millions de dollars au troisième trimestre de 2025.
- La compagnie a distribué 2 506 millions de dollars aux actionnaires au troisième trimestre de 2026, dont 420 millions de dollars sous forme de dividendes versés et 2 086 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 s’attend à racheter toutes les actions restantes auxquelles elle a droit avant la fin de l’exercice.
- La production du secteur Amont s’est établie en moyenne à 418 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, comparativement à 462 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour au troisième trimestre de 2025, cela étant principalement attribuable à la baisse de la production à Kearl et à l’incidence des activités d’entretien planifiées à Cold Lake et Syncrude.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est établie en moyenne à 282 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 200 000 barils), comparativement à 316 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 224 000 barils) au cours du troisième trimestre de 2025, cela étant principalement attribuable à l’absence de minerai de qualité exceptionnelle par rapport au troisième trimestre de 2025, et aux répercussions de l’interruption de service d’un pipeline exploité par un tiers.
- La production brute totale de bitume au site de Cold Lake s’est établie en moyenne à 139 000 barils par jour, comparativement à 150 000 barils par jour au troisième trimestre de 2025, cela étant principalement attribuable aux répercussions des activités d’entretien planifiées.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 70 000 barils par jour, comparativement à 78 000 barils par jour au troisième trimestre de 2025.
- Le débit moyen des raffineries s’est élevé en moyenne à 381 000 barils par jour, comparativement à 425 000 barils par jour au troisième trimestre de 2025. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 88 pour cent, comparativement à 98 pour cent au troisième trimestre de 2025. Le débit des raffineries et l’utilisation de la capacité de raffinage plus faibles sont principalement attribuables aux temps d’arrêt imprévus, à l’interruption de service sur un pipeline exploité par un tiers et à l’incidence des activités d’entretien planifiées.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 474 000 barils par jour, en hausse par rapport à 464 000 barils par jour au troisième trimestre de 2025, grâce à la croissance des ventes à l’exportation.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 52 millions de dollars pour le trimestre, en hausse par rapport à 21 millions de dollars au troisième trimestre de 2025.
Contexte commercial récent
Au cours du troisième trimestre de 2026, le prix du pétrole brut a baissé, le différentiel WTI/WCS canadien s’est légèrement rétréci et les marges de raffinage de l’industrie se sont améliorées par rapport au deuxième trimestre de 2026. Les perturbations de l’approvisionnement à l’échelle mondiale ont continué d’entraîner une volatilité des prix du pétrole brut, des écarts de prix du pétrole brut lourd et des marges de raffinage de l’industrie.
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 troisièmes trimestres de 2026 et 2025
|
Troisième trimestre |
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2026 |
2025 |
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
2 454 |
539 |
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) |
5,11 |
1,07 |
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1 |
2 454 |
1 094 |
Les résultats du troisième trimestre de 2025 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 |
|||||
2025 |
Prix |
Volume |
Redevance |
Autres |
2026 |
728 |
780 |
(250) |
(210) |
(107) |
941 |
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 23,94 $ 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 33,71 $ 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.
Redevance : L’augmentation des redevances a été principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Autres : Attribuables essentiellement à une augmentation des coûts d’exploitation d’environ 210 millions de dollars, liée à la hausse des coûts énergétiques et aux activités d’entretien planifiées, partiellement compensée par des ventes d’autres produits d’environ 70 millions de dollars, essentiellement du soufre.
Prix indicatifs et prix de vente moyens |
||
|
Troisième trimestre |
|
En dollars canadiens, sauf indication contraire |
2026 |
2025 |
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril) |
85,68 |
64,97 |
Western Canada Select (en dollars américains le baril) |
71,90 |
54,62 |
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril) |
13,78 |
10,35 |
Bitume (le baril) |
92,16 |
68,22 |
Pétrole brut synthétique (le baril) |
124,83 |
91,12 |
Taux de change moyen (en dollars américains) |
0,71 |
0,73 |
Production |
||
|
Troisième trimestre |
|
en milliers de barils par jour |
2026 |
2025 |
Kearl (part de L’Impériale) |
200 |
224 |
Cold Lake |
139 |
150 |
Syncrude (a) |
70 |
78 |
|
|
|
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour) |
282 |
316 |
| (a) | Au troisième trimestre de 2026, la production brute de Syncrude comprenait environ 4 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2025 - 0 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur. |
La baisse de la production à Kearl a été attribuable à l’absence de minerai d’une qualité exceptionnelle, par rapport au troisième trimestre de 2025 et aux répercussions d’une interruption de service sur un pipeline exploité par un tiers.
La baisse de la production à Cold Lake est principalement attribuable à l’incidence des activités d’entretien planifiées.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||
2025 |
Marges |
Autres |
2026 |
444 |
1 120 |
(9) |
1 555 |
Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des conditions du marché.
Autres : Attribuables à des effets favorables de la gamme de produits d’environ 170 millions de dollars, principalement liés au diesel renouvelable, partiellement contrebalancés par des coûts d’exploitation plus élevés d’environ 80 millions de dollars et des temps d’arrêt imprévus d’environ 50 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 |
2026 |
2025 |
Débit des raffineries |
381 |
425 |
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) |
88 |
98 |
Ventes de produits pétroliers |
474 |
464 |
Le débit des raffineries et l’utilisation de la capacité de raffinage plus faibles sont principalement attribuables aux temps d’arrêt imprévus, à l’interruption de service sur un pipeline exploité par un tiers et à l’incidence des activités d’entretien planifiées.
La hausse des ventes de produits pétroliers est principalement attribuable à la croissance des ventes à l’exportation.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||
2025 |
Marges |
Autres |
2026 |
21 |
70 |
(39) |
52 |
Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des marges sur les ventes de polyéthylène.
Comptes non sectoriels et autres |
||||
|
Troisième trimestre |
|||
en millions de dollars canadiens |
2026 |
|
2025 |
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
(94 |
) |
(654 |
) |
Les résultats du troisième trimestre de 2025 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 |
2026 |
|
2025 |
|
Flux de trésorerie liés aux : |
|
|
||
Activités d’exploitation |
3 228 |
|
1 798 |
|
Activités d’investissement |
(662 |
) |
(482 |
) |
Activités de financement |
(2 512 |
) |
(1 841 |
) |
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie |
54 |
|
(525 |
) |
|
|
|
||
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période |
2 893 |
|
1 861 |
|
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 une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement:
|
Troisième trimestre |
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2026 |
2025 |
Dividendes versés |
420 |
366 |
Dividende par action versé (en dollars) |
0,87 |
0,72 |
Rachats d’actions (a) |
2 086 |
1 469 |
Nombre d’actions achetées (en millions) (a) |
11,6 |
12,2 |
| (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 ExxonMobil. |
Comparaison des neuf premiers mois de 2026 et 2025 |
||
|
Neuf mois |
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2026 |
2025 |
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
5 584 |
2 776 |
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) |
11,55 |
5,46 |
Bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés1 |
5 584 |
3 331 |
Les résultats de l’année précédente 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 |
|||||
2025 |
Prix |
Volume |
Redevance |
Autres |
2026 |
2 123 |
1 670 |
(410) |
(430) |
(243) |
2 710 |
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de 15,71 $ 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 28,38 $ 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.
Redevance : L’augmentation des redevances a été principalement attribuable à la hausse des prix des matières premières.
Autres : Attribuables essentiellement à une augmentation des coûts d’exploitation d’environ 300 millions de dollars, liée à la hausse des coûts énergétiques et aux activités d’entretien planifiées, et à des effets de change défavorables d’environ 70 millions de dollars, cela étant partiellement compensé par des ventes d’autres produits d’environ 120 millions de dollars, essentiellement du soufre.
Prix indicatifs et prix de vente moyens |
||
|
Neuf mois |
|
En dollars canadiens, sauf indication contraire |
2026 |
2025 |
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril) |
83,76 |
66,65 |
Western Canada Select (en dollars américains le baril) |
69,43 |
55,70 |
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril) |
14,33 |
10,95 |
Bitume (le baril) |
85,39 |
69,68 |
Pétrole brut synthétique (le baril) |
120,82 |
92,44 |
Taux de change moyen (en dollars américains) |
0,72 |
0,71 |
Production |
||
|
Neuf mois |
|
en milliers de barils par jour |
2026 |
2025 |
Kearl (part de L’Impériale) |
189 |
200 |
Cold Lake |
148 |
150 |
Syncrude (a) |
72 |
76 |
|
|
|
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour) |
266 |
282 |
| (a) | En 2026, la production brute de Syncrude comprenait environ 4 millier de barils de bitume par jour et d'autres produits (2025 - 2 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur. |
La baisse de la production à Kearl a été attribuable à l’absence de minerai d’une qualité exceptionnelle, par rapport à 2025.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||
2025 |
Marges |
Autres |
2026 |
1 350 |
1 570 |
33 |
2 953 |
Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des conditions du marché.
Autres : Attribuables à des effets favorables de la gamme de produits d’environ 400 millions de dollars, principalement liés au diesel renouvelable et à des effets de change favorables d’environ 70 millions de dollars, partiellement contrebalancés par des coûts d’entretien d’environ 240 millions de dollars et des coûts d’exploitation plus élevés d’environ 130 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 |
2026 |
2025 |
Débit des raffineries |
365 |
400 |
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) |
84 |
92 |
Ventes de produits pétroliers |
454 |
466 |
Le débit des raffineries et l’utilisation de la capacité de raffinage plus faibles sont principalement attribuables à l’incidence des activités d’entretien planifiées et aux temps d’arrêt imprévus.
La baisse des ventes de produits pétroliers coïncide avec la baisse du débit liée aux activités d’entretien planifiées.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||
2025 |
Marges |
Autres |
2026 |
73 |
130 |
(62) |
141 |
Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des marges sur les ventes de polyéthylène.
Comptes non sectoriels et autres |
||||
|
Neuf mois |
|||
en millions de dollars canadiens |
2026 |
|
2025 |
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
(220 |
) |
(770 |
) |
Les résultats de l’année précédente 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), cela étant partiellement compensé par une augmentation des programmes de rémunération et d’intéressement due à la hausse du cours de l’action au cours de l’année.
Situation de trésorerie et sources de financement |
||||
|
Neuf mois |
|||
en millions de dollars canadiens |
2026 |
|
2025 |
|
Flux de trésorerie liés aux : |
|
|
||
Activités d’exploitation |
6 688 |
|
4 790 |
|
Activités d’investissement |
(1 582 |
) |
(1 331 |
) |
Activités de financement |
(3 355 |
) |
(2 577 |
) |
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie |
1 751 |
|
882 |
|
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 une hausse 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 |
2026 |
2025 |
Dividendes versés |
1 191 |
1 040 |
Dividende par action versé (en dollars) |
2,46 |
2,04 |
Rachats d’actions (a) |
2 086 |
1 469 |
Nombre d’actions achetées (en millions) (a) |
11,6 |
12,2 |
| (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 ExxonMobil. |
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. 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 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 rapport mentionnent notamment, sans toutefois s’y limiter, les déclarations concernant les volumes, les objectifs, les charges décaissées unitaires et le rendement au quatrième trimestre; des références au désengorgement de la logistique ferroviaire à Strathcona afin d’accroître les volumes de pétrole brut traités et de soutenir la croissance continue du débit de traitement de canola; l’amélioration prévue du taux d’utilisation de la capacité de traitement du pétrole brut des raffineries d’ici la fin de l’année; des références aux achats d’actions dans le cadre du programme d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et à l’intention d’accélérer les rachats d’actions afin de mener le programme à terme avant la fin de l’année; les déclarations selon lesquelles la compagnie est bien placée pour distribuer des excédents de trésorerie aux actionnaires au début de la nouvelle année; les possibilités d’accroître la production exploitée par la compagnie, notamment grâce à la mise en valeur de ressources inexploitées; la possibilité qu’un cadre politique et réglementaire prévisible favorise le réinvestissement dans l’industrie; ainsi que 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 |
||||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|||
|
Troisième trimestre |
Neuf 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 |
16 205 |
|
12 049 |
|
44 713 |
35 798 |
|
Total des dépenses |
12 986 |
|
11 348 |
|
37 402 |
32 165 |
|
Bénéfice (perte) avant impôts |
3 219 |
|
701 |
|
7 311 |
3 633 |
|
Impôts sur le bénéfice |
765 |
|
162 |
|
1 727 |
857 |
|
Bénéfice (perte) net |
2 454 |
|
539 |
|
5 584 |
2 776 |
|
|
|
|
|
|
|||
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars) |
5,13 |
|
1,07 |
|
11,59 |
5,47 |
|
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) |
5,11 |
|
1,07 |
|
11,55 |
5,46 |
|
|
|
|
|
|
|||
Autres données financières |
|
|
|
|
|||
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts |
(4 |
) |
(24 |
) |
52 |
(14 |
) |
|
|
|
|
|
|||
Total de l’actif au 30 septembre |
|
|
49 291 |
42 963 |
|
||
|
|
|
|
|
|||
Total de la dette au 30 septembre |
|
|
3 984 |
3 997 |
|
||
|
|
|
|
|
|||
Capitaux propres 30 septembre |
|
|
24 467 |
23 684 |
|
||
|
|
|
|
|
|||
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires |
|
|
|
|
|||
Total |
415 |
|
361 |
|
1 256 |
1 094 |
|
Par action ordinaire (en dollars) |
0,87 |
|
0,72 |
|
2,61 |
2,16 |
|
|
|
|
|
|
|||
Millions d’actions ordinaires en circulation |
|
|
|
|
|||
Au 30 septembre |
|
|
472,0 |
496,9 |
|
||
Moyenne – compte tenu d’une dilution |
480,2 |
|
505,1 |
|
483,3 |
508,6 |
|
|
|
|
Annexe II |
|||||
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
||||
|
Troisième trimestre |
Neuf mois |
||||||
en millions de dollars canadiens |
2026 |
|
2025 |
|
2026 |
|
2025 |
|
|
|
|
|
|
||||
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période |
2 893 |
|
1 861 |
|
2 893 |
|
1 861 |
|
|
|
|
|
|
||||
Activités d’exploitation |
|
|
|
|
||||
Bénéfice (perte) net |
2 454 |
|
539 |
|
5 584 |
|
2 776 |
|
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie : |
|
|
|
|
||||
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur) |
500 |
|
911 |
|
1 531 |
|
1 920 |
|
(Gain) perte à la vente d’actifs |
5 |
|
22 |
|
(59 |
) |
11 |
|
Charges d’impôts futurs et autres |
(175 |
) |
(200 |
) |
(561 |
) |
(231 |
) |
Variations de l’actif et du passif d’exploitation |
271 |
|
198 |
|
(30 |
) |
17 |
|
Autres postes – montant net |
173 |
|
328 |
|
223 |
|
297 |
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation |
3 228 |
|
1 798 |
|
6 688 |
|
4 790 |
|
|
|
|
|
|
||||
Activités d’investissement |
|
|
|
|
||||
Ajouts aux immobilisations corporelles |
(662 |
) |
(504 |
) |
(1 667 |
) |
(1 373 |
) |
Produits de la vente d’actifs |
(2 |
) |
21 |
|
65 |
|
34 |
|
Placements supplémentaires |
— |
|
— |
|
— |
|
(4 |
) |
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net |
2 |
|
1 |
|
20 |
|
12 |
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement |
(662 |
) |
(482 |
) |
(1 582 |
) |
(1 331 |
) |
Flux de trésorerie liés aux activités de financement |
(2 512 |
) |
(1 841 |
) |
(3 355 |
) |
(2 577 |
) |
|
|
|
Annexe III |
|||||
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
||||
|
Troisième trimestre |
Neuf mois |
||||||
en millions de dollars canadiens |
2026 |
|
2025 |
|
2026 |
|
2025 |
|
|
|
|
|
|
||||
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
941 |
|
728 |
|
2 710 |
|
2 123 |
|
Secteur Aval |
1 555 |
|
444 |
|
2 953 |
|
1 350 |
|
Produits chimiques |
52 |
|
21 |
|
141 |
|
73 |
|
Comptes non sectoriels et autres |
(94 |
) |
(654 |
) |
(220 |
) |
(770 |
) |
Bénéfice (perte) net |
2 454 |
|
539 |
|
5 584 |
|
2 776 |
|
|
|
|
|
|
||||
Produits et autres revenus |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
5 068 |
|
4 109 |
|
14 587 |
|
12 351 |
|
Secteur Aval |
17 581 |
|
13 223 |
|
49 341 |
|
39 669 |
|
Produits chimiques |
403 |
|
343 |
|
1 186 |
|
1 071 |
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
(6 847 |
) |
(5 626 |
) |
(20 401 |
) |
(17 293 |
) |
Produits et autres revenus |
16 205 |
|
12 049 |
|
44 713 |
|
35 798 |
|
|
|
|
|
|
||||
Achats de pétrole brut et de produits |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
2 007 |
|
1 612 |
|
5 896 |
|
4 843 |
|
Secteur Aval |
14 748 |
|
11 578 |
|
42 746 |
|
34 517 |
|
Produits chimiques |
243 |
|
231 |
|
746 |
|
724 |
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
(6 868 |
) |
(5 645 |
) |
(20 439 |
) |
(17 337 |
) |
Achats de pétrole brut et de produits |
10 130 |
|
7 776 |
|
28 949 |
|
22 747 |
|
|
|
|
|
|
||||
Production et fabrication |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
1 376 |
|
1 098 |
|
3 832 |
|
3 401 |
|
Secteur Aval |
517 |
|
462 |
|
1 522 |
|
1 385 |
|
Produits chimiques |
56 |
|
58 |
|
162 |
|
171 |
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
— |
|
7 |
|
6 |
|
18 |
|
Production et fabrication |
1 949 |
|
1 625 |
|
5 522 |
|
4 975 |
|
|
|
|
|
|
||||
Frais de vente et frais généraux |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
— |
|
— |
|
— |
|
— |
|
Secteur Aval |
229 |
|
169 |
|
604 |
|
518 |
|
Produits chimiques |
33 |
|
22 |
|
74 |
|
64 |
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
128 |
|
431 |
|
253 |
|
550 |
|
Frais de vente et frais généraux |
390 |
|
622 |
|
931 |
|
1 132 |
|
|
|
|
|
|
||||
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
514 |
|
353 |
|
1 235 |
|
972 |
|
Secteur Aval |
124 |
|
114 |
|
340 |
|
292 |
|
Produits chimiques |
6 |
|
4 |
|
37 |
|
8 |
|
Comptes non sectoriels et autres |
24 |
|
34 |
|
65 |
|
104 |
|
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration |
668 |
|
505 |
|
1 677 |
|
1 376 |
|
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus |
6 |
|
1 |
|
10 |
|
3 |
|
|
Annexe IV |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Données d’exploitation |
Troisième trimestre |
Neuf mois |
||
|
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
|
|
|
|
|
Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
Kearl |
200 |
224 |
189 |
200 |
Cold Lake |
139 |
150 |
148 |
150 |
Syncrude (a) |
70 |
78 |
72 |
76 |
Classique |
3 |
5 |
3 |
5 |
Total de la production de pétrole brut |
412 |
457 |
412 |
431 |
|
|
|
|
|
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
33 |
28 |
31 |
29 |
Production brute d’équivalent pétrole (b) |
418 |
462 |
417 |
436 |
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette de pétrole brut (en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
Kearl |
184 |
211 |
175 |
188 |
Cold Lake |
96 |
116 |
109 |
120 |
Syncrude (a) |
56 |
67 |
60 |
66 |
Classique |
2 |
5 |
3 |
4 |
Total de la production de pétrole brut |
338 |
399 |
347 |
378 |
|
|
|
|
|
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
33 |
28 |
31 |
28 |
Production nette d’équivalent pétrole (b) |
344 |
404 |
352 |
383 |
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour) |
267 |
301 |
261 |
277 |
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) |
180 |
194 |
194 |
198 |
|
|
|
|
|
Prix de vente moyens (en dollars canadiens) |
|
|
|
|
Bitume (le baril) |
92,16 |
68,22 |
85,39 |
69,68 |
Pétrole brut synthétique (le baril) |
124,83 |
91,12 |
120,82 |
92,44 |
Pétrole brut classique (le baril) |
60,84 |
41,24 |
67,62 |
43,20 |
|
|
|
|
|
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour) |
381 |
425 |
365 |
400 |
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) |
88 |
98 |
84 |
92 |
|
|
|
|
|
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
Essence |
229 |
226 |
217 |
222 |
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur |
180 |
169 |
172 |
176 |
Huiles lubrifiantes et autres produits |
44 |
48 |
46 |
48 |
Mazout lourd |
21 |
21 |
19 |
20 |
Ventes nettes de produits pétroliers |
474 |
464 |
454 |
466 |
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes) |
155 |
173 |
498 |
524 |
| (a) | La production brute et nette de Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les installations de l’opérateur. | ||||
Production brute de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour) |
4 |
— |
4 |
2 |
|
Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour) |
3 |
— |
3 |
2 |
|
| (b) | Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils. |
||||
|
Annexe V |
|
|
|
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR
|
Bénéfice (perte) net par action
|
|
en millions de dollars canadiens |
dollars canadiens |
|
|
|
2022 |
|
|
Premier trimestre |
1 173 |
1,75 |
Deuxième trimestre |
2 409 |
3,63 |
Troisième trimestre |
2 031 |
3,24 |
Quatrième trimestre |
1 727 |
2,86 |
Exercice |
7 340 |
11,44 |
|
|
|
2023 |
|
|
Premier trimestre |
1 248 |
2,13 |
Deuxième trimestre |
675 |
1,15 |
Troisième trimestre |
1 601 |
2,76 |
Quatrième trimestre |
1 365 |
2,47 |
Exercice |
4 889 |
8,49 |
|
|
|
2024 |
|
|
Premier trimestre |
1 195 |
2,23 |
Deuxième trimestre |
1 133 |
2,11 |
Troisième trimestre |
1 237 |
2,33 |
Quatrième trimestre |
1 225 |
2,37 |
Exercice |
4 790 |
9,03 |
|
|
|
2025 |
|
|
Premier trimestre |
1 288 |
2,52 |
Deuxième trimestre |
949 |
1,86 |
Troisième trimestre |
539 |
1,07 |
Quatrième trimestre |
492 |
1,00 |
Exercice |
3 268 |
6,48 |
|
|
|
2026 |
|
|
Premier trimestre |
940 |
1,94 |
Deuxième trimestre |
2 190 |
4,52 |
Troisième trimestre |
2 454 |
5,11 |
Exercice |
5 584 |
11,55 |
| (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 |
2026 |
2025 |
2026 |
|
2025 |
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale |
|
|
|
|
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation |
3 228 |
1 798 |
6 688 |
|
4 790 |
|
|
|
|
|
|
Moins les variations du fonds de roulement |
|
|
|
|
|
Variations de l’actif et du passif d’exploitation |
271 |
198 |
(30 |
) |
17 |
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement (a) |
2 957 |
1 600 |
6 718 |
|
4 773 |
| (a) | Les résultats du troisième trimestre de 2025 comprennent des effets défavorables de 149 millions de dollars liés à l’élément à court terme des charges de restructuration incluses dans les éléments identifiés. |
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 |
2026 |
|
2025 |
|
2026 |
|
2025 |
|
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale |
|
|
|
|
||||
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation |
3 228 |
|
1 798 |
|
6 688 |
|
4 790 |
|
|
|
|
|
|
||||
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement |
|
|
|
|
||||
Ajouts aux immobilisations corporelles |
(662 |
) |
(504 |
) |
(1 667 |
) |
(1 373 |
) |
Produits de la vente d’actifs |
(2 |
) |
21 |
|
65 |
|
34 |
|
Placements supplémentaires |
— |
|
— |
|
— |
|
(4 |
) |
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net |
2 |
|
1 |
|
20 |
|
12 |
|
Flux de trésorerie disponible |
2 566 |
|
1 316 |
|
5 106 |
|
3 459 |
|
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 |
||||||
|
Troisième trimestre |
Neuf mois |
||||
en millions de dollars canadiens |
2026 |
2025 |
|
2026 |
2025 |
|
Extrait de l’état consolidé des résultats de l’Impériale |
|
|
|
|
||
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
2 454 |
539 |
|
5 584 |
2 776 |
|
|
|
|
|
|
||
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 |
2 454 |
1 094 |
|
5 584 |
3 331 |
|
Rapprochement du bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés par action ordinaire, compte tenu d’une dilution |
||||||
|
Troisième trimestre |
Neuf mois |
||||
dollars canadiens |
2026 |
2025 |
|
2026 |
2025 |
|
Extrait de l’état consolidé des résultats de l’Impériale |
|
|
|
|
||
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution |
5,11 |
1,07 |
|
11,55 |
5,46 |
|
|
|
|
|
|
||
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 |
5,11 |
2,17 |
|
11,55 |
6,55 |
|
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 |
2026 |
|
2025 |
2026 |
2025 |
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale |
|
|
|
|
|
Total des dépenses |
12 986 |
|
11 348 |
37 402 |
32 165 |
Moins : |
|
|
|
|
|
Achats de pétrole brut et de produits |
10 130 |
|
7 776 |
28 949 |
22 747 |
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant |
— |
|
380 |
418 |
1 344 |
Dépréciation et épuisement (y compris pertes de valeur) |
500 |
|
911 |
1 531 |
1 920 |
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite |
(2 |
) |
25 |
3 |
36 |
Financement |
13 |
|
8 |
38 |
8 |
Charges d’exploitation décaissées |
2 345 |
|
2 248 |
6 463 |
6 110 |
Composants des charges d’exploitation décaissées |
||||
|
Troisième trimestre |
Neuf mois |
||
en millions de dollars canadiens |
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale |
|
|
|
|
Production et fabrication |
1 949 |
1 625 |
5 522 |
4 975 |
Frais de vente et frais généraux |
390 |
622 |
931 |
1 132 |
Exploration |
6 |
1 |
10 |
3 |
Charges d’exploitation décaissées |
2 345 |
2 248 |
6 463 |
6 110 |
Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées |
||||
|
Troisième trimestre |
Neuf mois |
||
en millions de dollars canadiens |
2026 |
2025 |
2026 |
2025 |
Secteur Amont |
1 382 |
1 099 |
3 842 |
3 404 |
Secteur Aval |
746 |
631 |
2 126 |
1 903 |
Produits chimiques |
89 |
80 |
236 |
235 |
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
128 |
438 |
259 |
568 |
Charges d’exploitation décaissées |
2 345 |
2 248 |
6 463 |
6 110 |
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 |
|||||||
|
2026 |
2025 |
||||||
en millions de dollars canadiens |
Secteur
(a) |
Kearl |
Cold
|
Syncrude |
Secteur
(a) |
Kearl |
Cold
|
Syncrude |
Production et fabrication |
1 376 |
570 |
278 |
456 |
1 098 |
427 |
253 |
369 |
Frais de vente et frais généraux |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Exploration |
6 |
— |
— |
— |
1 |
— |
— |
— |
Charges d’exploitation décaissées |
1 382 |
570 |
278 |
456 |
1 099 |
427 |
253 |
369 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute d’équivalent pétrole |
418 |
200 |
139 |
70 |
462 |
224 |
150 |
78 |
(en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole) |
35,94 |
30,98 |
21,74 |
70,81 |
25,86 |
20,72 |
18,33 |
51,42 |
USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre 2026 0,71 dollar américain; 2025 0,73 dollar américain |
25,52 |
22,00 |
15,44 |
50,28 |
18,88 |
15,13 |
13,38 |
37,54 |
Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires
|
Neuf mois |
|||||||
|
2026 |
2025 |
||||||
en millions de dollars canadiens |
Secteur
(a) |
Kearl
|
Cold
|
Syncrude |
Secteur
(a) |
Kearl |
Cold
|
Syncrude |
Production et fabrication |
3 832 |
1 551 |
847 |
1 253 |
3 401 |
1 376 |
810 |
1 051 |
Frais de vente et frais généraux |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Exploration |
10 |
— |
— |
— |
3 |
— |
— |
— |
Charges d’exploitation décaissées |
3 842 |
1 551 |
847 |
1 253 |
3 404 |
1 376 |
810 |
1 051 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production brute d’équivalent pétrole |
417 |
189 |
148 |
72 |
436 |
200 |
150 |
76 |
(en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole) |
33,75 |
30,06 |
20,96 |
63,75 |
28,60 |
25,20 |
19,78 |
50,66 |
USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel 2026 0,72 dollar américain; 2025 0,71 dollar américain |
24,30 |
21,64 |
15,09 |
45,90 |
20,31 |
17,89 |
14,04 |
35,97 |
| (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
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