L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le deuxième trimestre 2025
L’Impériale annonce ses résultats financiers et d’exploitation pour le deuxième trimestre 2025
Relations avec les investisseurs
587 962-4401
587 476-7010
Imperial (TSE: IMO) (NYSE American: IMO):
|
Deuxième trimestre |
Six mois |
||||||
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
∆I |
2025 |
2024 |
∆I |
||
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
949 |
1 133 |
(184 |
) |
2 237 |
2 328 |
(91 |
) |
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) |
1,86 |
2,11 |
(0,25 |
) |
4,38 |
4,34 |
+0,04 |
|
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration |
473 |
462 |
+11 |
871 |
958 |
(87 |
) |
|
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au deuxième trimestre de 949 millions de dollars, comparativement au bénéfice net de 1 288 millions de dollars déclaré au premier trimestre de 2025, principalement attribuable à la baisse des prix obtenus du secteur Amont et à la captation des marges du secteur Aval. Les flux de trésorerie trimestriels liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 1 465 millions de dollars, comparativement aux 1 527 millions de dollars enregistrés au premier trimestre de 2025. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1, se sont élevés à 1 413 millions de dollars, comparativement à 1 760 millions de dollars au premier trimestre de 2025.
« Nous avons réalisé en toute sécurité nos plus importantes activités d’entretien planifiées trimestrielles dans les secteurs Amont et Aval, plaçant ainsi la compagnie en position de force pour le second semestre », a déclaré John Whelan, président du conseil d’administration, président et président-directeur général. « Les travaux réalisés à Kearl, qui sont conformes à nos objectifs visant à doubler les intervalles d’entretien à quatre ans, un record dans l’industrie, constituent une réalisation importante. »
La production du secteur Amont s’est élevée en moyenne à 427 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production la plus élevée du deuxième trimestre depuis plus de 30 ans. À Kearl, la production brute totale trimestrielle s’est établie en moyenne à 275 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 195 000 barils), comprenant l’exécution des activités d’entretien planifiées, soit la production la plus élevée jamais enregistrée au deuxième trimestre. La production brute moyenne à Cold Lake s’est établie à 145 000 barils par jour au deuxième trimestre et les activités d’entretien planifiées à l’usine de Mahkeses ont été exécutées. La quote-part de la compagnie dans la production trimestrielle de Syncrude s’est établie en moyenne à 77 000 barils bruts par jour.
Le débit du secteur Aval pour le trimestre s’est élevé en moyenne à 376 000 barils par jour, avec un taux global d’utilisation de la capacité des raffineries de 87 pour cent, comprenant l’exécution d’importantes activités d’entretien planifiées à Nanticoke et Strathcona. Les ventes de produits pétroliers se sont établies en moyenne à 480 000 barils par jour.
« J’ai le plaisir d’annoncer la mise en service de la plus grande installation de diesel renouvelable au Canada, qui fournira au secteur canadien des transports des carburants de haute qualité à plus faibles émissions », a déclaré M. Whelan. « Ce projet devrait générer des rendements élevés et compléter notre modèle d’entreprise intégré et notre base de raffinage de premier plan. »
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 367 millions de dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a déclaré un dividende de 72 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.
« L’Impériale reste attachée à sa longue histoire qui consiste à distribuer aux actionnaires les excédents de trésorerie et j’ai le plaisir d’annoncer notre intention d’accélérer les rachats d’actions dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités, l’objectif étant d’achever le programme avant la fin de l’année », a déclaré M. Whelan.
Faits saillants du deuxième trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 949 millions de dollars, ou 1,86 dollars par action sur une base diluée, comparativement à 1 133 millions de dollars, ou 2,11 dollars par action, au deuxième trimestre de 2024.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 465 millions de dollars, comparativement à des flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 629 millions de dollars au deuxième trimestre de 2024. Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement1, se sont élevés à 1 413 millions de dollars, comparativement à 1 508 millions de dollars au deuxième trimestre de 2024.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont totalisé 473 millions de dollars, en hausse par rapport à 462 millions de dollars au deuxième trimestre de 2024.
- La compagnie a distribué 367 millions de dollars aux actionnaires au deuxième trimestre de 2025 sous forme de dividendes versés et a déclaré un dividende de 72 cents par action.
- Le 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 25 452 248 actions, au cours de la période de 12 mois commençant le 29 juin 2025. 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 élevée en moyenne à 427 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour, soit la production la plus élevée au deuxième trimestre depuis plus de 30 ans, en hausse par rapport aux 404 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour au deuxième trimestre de 2024, principalement attribuable à la production record à Kearl.
- La production brute totale de bitume à Kearl s’est établie en moyenne à 275 000 barils par jour, (la part de L’Impériale se chiffrant à 195 000 barils), ce qui constitue un record pour le deuxième trimestre, en hausse par rapport aux 255 000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 181 000 barils) au deuxième trimestre de 2024, principalement attribuable à la productivité des mines et à l’amélioration de la fiabilité.
- La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en moyenne à 145 000 barils par jour, comparativement à 147 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2024, cela étant principalement attribuable au calendrier de production et du cycle de vapeur, ainsi qu’aux effets des activités d’entretien, partiellement compensés par Grand Rapids SGSIV avec adjonction de solvant.
- Le projet de SGSIV de Leming reste sur la bonne voie, l’injection de vapeur ayant commencé à la fin du deuxième trimestre et devant se poursuivre jusqu’à la fin de l’année 2025. La mise en service est prévue pour la fin de l’année 2025, la production augmentant au cours de l’année suivante pour atteindre un pic d’environ 9 000 barils par jour.
- La quote-part de la compagnie dans la production brute de Syncrude s’est établie en moyenne à 77 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 66 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2024, principalement attribuable au calendrier des activités d’entretien annuelles du cokeur.
- Fin de la construction et mise en service de la plus grande installation de diesel renouvelable au Canada, située à la raffinerie de Strathcona, dont la production a débuté en juillet. L’Impériale a bénéficié du soutien des gouvernements de l’Alberta, de la Colombie-Britannique et du comté de Strathcona.
- Le débit moyen des raffineries s’est élevé en moyenne à 376 000 barils par jour, comparativement à 387 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2024. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé à 87 pour cent, comparativement à 89 pour cent au deuxième trimestre de 2024. La baisse du débit des raffineries et du taux d’utilisation de la capacité des raffineries est principalement attribuable à des arrêts imprévus, partiellement compensés par de moindres effets des activités d’entretien.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 480 000 barils par jour, en hausse par rapport aux 470 000 barils par jour au deuxième trimestre de 2024 rendue possible par l’agrandissement du réseau pipelinier de Trans Mountain.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 21 millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 65 millions de dollars au deuxième trimestre de 2024, principalement attribuable à la réduction des marges sur le polyéthylène.
- Annonce du plus important don d’entreprise à un établissement d’enseignement supérieur en Alberta : un laboratoire de recherche de 37 millions de dollars au Southern Alberta Institute of Technology (SAIT).
Contexte commercial récent
Au cours du deuxième trimestre de 2025, le prix du pétrole brut a diminué par rapport au premier trimestre de 2025, tandis que le différentiel WTI/WCS canadien s’est resserré en raison des faibles niveaux de stocks. Les marges de raffinage de l’industrie se sont améliorées au deuxième trimestre de 2025, cela étant attribuable à la forte demande saisonnière.
Au cours de l’année 2025, les États-Unis ont annoncé diverses mesures liées au commerce, notamment l’imposition de droits de douane sur les importations en provenance du Canada et de plusieurs autres pays. En représailles, le Canada a annoncé ses propres droits de douane. Certains droits de douane ont été suspendus pendant un certain temps mais n’ont pas été supprimés, tandis que d’autres ont été révisés. L’environnement commercial mondial reste instable. La probabilité que les États-Unis, le Canada ou leurs partenaires commerciaux réinstaurent les droits de douane ou imposent de droits réciproques, nouveaux ou révisés, des restrictions à l’exportation ou d’autres formes de sanctions liées au commerce est très incertaine. En outre, il existe une grande incertitude quant aux effets que ces actions auront finalement sur L’Impériale, ses fournisseurs et ses clients. La compagnie surveille en permanence l’environnement commercial mondial et s’efforce d’en atténuer les effets potentiels.
Résultats d’exploitation
Comparaison des deuxièmes trimestres de 2025 et 2024
|
Deuxième trimestre |
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
949 |
1 133 |
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) |
1,86 |
2,11 |
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||||
2024 |
Prix |
Volume |
Redevance |
Autres |
2025 |
799 |
(530) |
130 |
170 |
95 |
664 |
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 17,20 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse des prix de référence. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont chuté de 23,71 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse du WTI et au fléchissement du différentiel synthétique/WTI.
Volume : La hausse des volumes est principalement attribuable au calendrier des activités d’entretien annuelles du cokeur à Syncrude, et à la productivité des mines et à l’amélioration de la fiabilité à Kearl.
Redevances : La baisse des redevances est principalement attribuable à la baisse des prix des matières premières.
Prix indicatifs et prix de vente moyens |
||
|
Deuxième trimestre |
|
En dollars canadiens, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril) |
63,69 |
80,63 |
Western Canada Select (en dollars américains le baril) |
53,66 |
67,03 |
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril) |
10,03 |
13,60 |
Bitume (le baril) |
65,82 |
83,02 |
Pétrole brut synthétique (le baril) |
87,85 |
111,56 |
Taux de change moyen (en dollars américains) |
0,72 |
0,73 |
Production |
||
|
Deuxième trimestre |
|
en milliers de barils par jour |
2025 |
2024 |
Kearl (part de L’Impériale) |
195 |
181 |
Cold Lake |
145 |
147 |
Syncrude (a) |
77 |
66 |
|
|
|
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour) |
275 |
255 |
| (a) | Au deuxième trimestre de 2025, la production brute de Syncrude comprenait environ 4 millier de barils de bitume par jour et d’autres produits (2024 - 2 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant. |
La hausse de la production à Kearl est principalement attribuable à la productivité des mines et à l’amélioration de la fiabilité.
La baisse de la production à Cold Lake est principalement attribuable au calendrier de production et du cycle de vapeur, ainsi qu’aux effets des activités d’entretien, partiellement compensés par Grand Rapids SGSIV avec adjonction de solvant.
La hausse de la production à Syncrude est principalement attribuable au calendrier des activités d’entretien annuelles du cokeur.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||
2024 |
Marges |
Autres |
2025 |
294 |
70 |
(42) |
322 |
Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des conditions du marché.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers |
||
|
Deuxième trimestre |
|
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
Débit des raffineries |
376 |
387 |
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) |
87 |
89 |
Ventes de produits pétroliers |
480 |
470 |
La baisse du débit des raffineries est principalement attribuable à des arrêts imprévus, partiellement compensés par de moindres effets des activités d’entretien.
La hausse des ventes de produits pétroliers a été rendue possible par l’agrandissement du réseau pipelinier de Trans Mountain.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||
2024 |
Marges |
Autres |
2025 |
65 |
(30) |
(14) |
21 |
Comptes non sectoriels et autres |
||||
|
Deuxième trimestre |
|||
en millions de dollars canadiens |
2025 |
|
2024 |
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
(58 |
) |
(25 |
) |
Situation de trésorerie et sources de financement |
||||
|
Deuxième trimestre |
|||
en millions de dollars canadiens |
2025 |
|
2024 |
|
Flux de trésorerie liés aux : |
|
|
||
Activités d’exploitation |
1 465 |
|
1 629 |
|
Activités d’investissement |
(472 |
) |
(456 |
) |
Activités de financement |
(371 |
) |
(329 |
) |
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie |
622 |
|
844 |
|
|
|
|
||
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période |
2 386 |
|
2 020 |
|
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent essentiellement la baisse des bénéfices et de moindres effets défavorables du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une hausse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement:
|
Deuxième trimestre |
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
Dividendes versés |
367 |
321 |
Dividende par action versé (en dollars) |
0,72 |
0,60 |
Rachats d’actions (a) |
— |
— |
Nombre d’actions achetées (en millions) (a) |
— |
— |
| (a) | La compagnie n'a pas acheté d’actions au cours des deuxièmes trimestres de 2025 et 2024. |
Le 23 juin 2025, la compagnie a annoncé dans un communiqué de presse qu’elle avait reçu l’approbation finale de la Bourse de Toronto pour une nouvelle offre publique de rachat dans le cours normal des activités et qu’elle poursuivra son programme de rachat d’actions existant. 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 25 452 248 actions ordinaires au cours de la période allant du 29 juin 2025 au 28 juin 2026. Ce nombre maximum d’actions comprend les actions rachetées à Exxon Mobil Corporation dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités. Comme dans le passé, la société Exxon Mobil Corporation a informé la compagnie qu’elle avait l’intention de conserver son pourcentage de participation à environ 69,6 pour cent. Le programme prendra fin lorsque la compagnie aura acheté le nombre maximum d’actions autorisé dans le cadre du programme ou autrement le 28 juin 2026. L’Impériale a l’intention 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 2025 et 2024 |
||
|
Six mois |
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
2 237 |
2 328 |
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) |
4,38 |
4,34 |
Secteur Amont Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||||
2024 |
Prix |
Volume |
Redevance |
Autres |
2025 |
1 357 |
(460) |
110 |
160 |
228 |
1 395 |
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont diminué de 4,20 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse des prix de référence, partiellement compensée par le resserrement du différentiel WTI/WCS et la baisse des coûts des diluants. Les prix obtenus pour le pétrole brut synthétique ont chuté de 8,96 $ le baril, cela étant principalement attribuable à la baisse du WTI, partiellement compensée par l’amélioration du différentiel synthétique/WTI.
Volume : La hausse des volumes est principalement attribuable à Grand Rapids SGSIV avec adjonction de solvant et au calendrier des activités d’entretien annuelles du cokeur à Syncrude.
Redevances : La baisse des redevances est principalement attribuable à la baisse des prix des matières premières.
Autres : Attribuables essentiellement à des effets de change favorables d’environ 170 millions de dollars.
Prix indicatifs et prix de vente moyens |
||
|
Six mois |
|
En dollars canadiens, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
West Texas Intermediate (en dollars américains le baril) |
67,52 |
78,77 |
Western Canada Select (en dollars américains le baril) |
56,25 |
62,34 |
Différentiel WTI/WCS (en dollars américains le baril) |
11,27 |
16,43 |
Bitume (le baril) |
70,50 |
74,70 |
Pétrole brut synthétique (le baril) |
93,14 |
102,10 |
Taux de change moyen (en dollars américains) |
0,71 |
0,74 |
Production |
||
|
Six mois |
|
en milliers de barils par jour |
2025 |
2024 |
Kearl (part de L’Impériale) |
189 |
189 |
Cold Lake |
150 |
144 |
Syncrude (a) |
75 |
70 |
|
|
|
Production brute totale de Kearl (en milliers de barils par jour) |
266 |
266 |
| (a) | En 2025, la production brute de Syncrude comprenait environ 3 millier de barils de bitume par jour et d'autres produits (2024 - 1 millier de barils par jour) qui étaient exportés vers les installations de l'opérateur à l'aide d'un pipeline d'interconnexion existant. |
L’augmentation de la production à Cold Lake est principalement attribuable à Grand Rapids SGSIV avec adjonction de solvant, partiellement contrebalancée par le calendrier de production et du cycle de vapeur.
Secteur Aval Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||
2024 |
Marges |
Autres |
2025 |
925 |
100 |
(119) |
906 |
Marges : La hausse des marges reflète principalement l’amélioration des conditions du marché.
Autres : Attribuables essentiellement aux effets défavorables du volume de vente en gros d’environ 70 millions de dollars.
Taux d’utilisation de la capacité de raffinage et ventes de produits pétroliers |
||
|
Six mois |
|
en milliers de barils par jour, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
Débit des raffineries |
387 |
397 |
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) |
89 |
92 |
Ventes de produits pétroliers |
468 |
460 |
La baisse du débit des raffineries est principalement attribuable à des arrêts imprévus, partiellement compensés par de moindres effets des activités d’entretien.
Produits chimiques Analyse du facteur bénéfice (perte) net en millions de dollars canadiens |
|||
2024 |
Marges |
Autres |
2025 |
122 |
(50) |
(20) |
52 |
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 |
2025 |
|
2024 |
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
(116 |
) |
(76 |
) |
Situation de trésorerie et sources de financement |
||||
|
Six mois |
|||
en millions de dollars canadiens |
2025 |
|
2024 |
|
Flux de trésorerie liés aux : |
|
|
||
Activités d’exploitation |
2 992 |
|
2 705 |
|
Activités d’investissement |
(849 |
) |
(937 |
) |
Activités de financement |
(736 |
) |
(612 |
) |
Augmentation (diminution) de trésorerie et des équivalents de trésorerie |
1 407 |
|
1 156 |
|
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation reflètent essentiellement de moindres effets défavorables de l’impôt différé et du fonds de roulement.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement reflètent principalement une baisse des ajouts aux immobilisations corporelles.
Les flux de trésorerie liés aux activités de financement reflètent principalement:
|
Six mois |
|
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
Dividendes versés |
674 |
599 |
Dividende par action versé (en dollars) |
1,32 |
1,10 |
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 2024 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, des renvois aux achats dans le cadre de l’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et au projet d’accélération des achats pour achever le programme avant la fin de l’année; à l’engagement pris par la compagnie de distribuer les excédents de trésorerie aux actionnaires; aux projets d’allongement des intervalles d’entretien à Kearl à quatre ans; au rendement de la compagnie au second semestre; aux rendements et aux effets prévus du projet de diesel renouvelable de la compagnie à Strathcona; et au projet de réaménagement du projet SGSIV de Leming de la compagnie, y compris le calendrier et la production anticipée.
Les énoncés prospectifs sont fondés sur les prévisions actuelles de la compagnie, ses estimations, ses projections et ses hypothèses émises au moment de la déclaration. Les résultats financiers et d’exploitation réels qui seront obtenus, notamment les attentes et les hypothèses concernant la demande énergétique future, l’approvisionnement et la répartition des sources; les taux de production, la croissance et la composition des différents actifs; les plans des projets, les calendriers, les coûts, les évaluations et les capacités techniques, et la capacité qu’a la compagnie de réaliser ces plans et d’exploiter ses actifs efficacement y compris le projet de diesel renouvelable à Strathcona et le projet de réaménagement SGSIV de Leming; l’adoption et l’incidence des nouvelles installations ou technologies à l’égard des réductions de l’intensité des gaz à effet de serre, notamment, mais pas exclusivement, les technologies qui remplacent la vapeur consommant beaucoup d’énergie par des solvants à Cold Lake, le diesel renouvelable à Strathcona, le captage et le stockage du carbone, y compris en relation avec l’hydrogène pour le projet de diesel renouvelable, les technologies de récupération et les projets d’efficacité, ainsi que toute modification de la portée, des conditions ou des coûts de ces projets; en ce qui concerne les rendements pour les actionnaires, les hypothèses comme les prévisions de flux de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, la participation de l’actionnaire majoritaire de la compagnie au programme annuel d’offre publique de rachat dans le cours normal des activités et les résultats de l’évaluation périodique et continue des autres utilisations des capitaux; pour le diesel renouvelable, la disponibilité et le coût des charges d’alimentation locales et la fourniture de diesel renouvelable à la Colombie-Britannique dans le cadre de sa législation sur les carburants à faible teneur en carbone; le volume et le rythme des réductions d’émissions, dont les conséquences des carburants à faibles émissions de carbone; le degré et la rapidité du soutien qu’apporteront les responsables des politiques et d’autres intervenants en ce qui concerne les nouvelles technologies comme le captage et le stockage du carbone; la réception des approbations réglementaires en temps opportun, en particulier en ce qui concerne les projets de réduction des émissions à grande échelle; le rendement des tiers fournisseurs de services, y compris ceux qui se trouvent hors du Canada; l’utilisation de la capacité de raffinage et les ventes de produits; les lois et les politiques gouvernementales applicables, y compris relativement aux changements climatiques, aux réductions des émissions de gaz à effet de serre et aux carburants à faibles émissions de carbone; la capacité à compenser toute pression inflationniste en cours ou renouvelée; les dépenses en capital et liées à l’environnement; la génération de trésorerie, les sources de financement et la structure du capital, comme les dividendes et les rendements pour les actionnaires, y compris les échéanciers et les montants de rachat d’actions; ainsi que les prix des matières premières, les taux de change et les conditions générales du marché pourraient varier considérablement selon un certain nombre de facteurs.
Ces facteurs comprennent les variations mondiales, régionales ou locales de l’offre et de la demande de pétrole, de gaz naturel, de produits pétroliers et de produits pétrochimiques ainsi que les incidences sur les prix, les écarts et les marges, y compris les mesures prises par le gouvernement du Canada et les gouvernements étrangers en ce qui concerne les niveaux d’approvisionnement, les prix, les tarifs douaniers, les mesures de contrôle du commerce, le bouleversement des alliances commerciales ou militaires ou la survenance de guerres; les événements politiques ou réglementaires, y compris les modifications apportées aux lois ou aux politiques gouvernementales, aux taux de redevances applicables et aux lois fiscales; l’opposition des tiers aux activités, aux projets et aux infrastructures de la compagnie et des fournisseurs de services; la concurrence des sources d’énergie de remplacement et des concurrents qui peuvent être plus expérimentés ou mieux établis sur ces marchés; la disponibilité et la répartition du capital; la réception, en temps utile, des approbations réglementaires et tierces, notamment pour les nouvelles technologies liées aux activités commerciales à faibles émissions de la compagnie; l’échec, le retard, la réduction, la révocation ou l’incertitude concernant la politique de soutien et le développement du marché pour l’adoption de technologies énergétiques émergentes à faibles émissions et d’autres technologies favorables aux réductions d’émissions; la réglementation environnementale, dont les règlements concernant les changements climatiques et les gaz à effet de serre, et les changements à ces règlements; les difficultés techniques ou opérationnelles imprévues; la gestion et les calendriers des projets et l’achèvement de ces projets dans les délais prévus; les résultats des programmes de recherche et des nouvelles technologies, notamment en ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que la capacité de porter les nouvelles technologies à une échelle commerciale à coût concurrentiel et la compétitivité des sources d’énergie de rechange et des autres technologies de réduction des émissions; la disponibilité et le rendement des tiers fournisseurs de services, y compris ceux qui se trouvent hors du Canada; les risques environnementaux inhérents aux activités d’exploration et de production pétrolières et gazières; l’efficacité de la gestion et la préparation pour une intervention en cas de sinistre; les dangers et risques opérationnels; les incidents de cybersécurité, y compris les incidents causés par des acteurs employant des technologies émergentes telles que l’intelligence artificielle; les taux de change; la conjoncture économique générale, y compris l’inflation et les récessions ou les ralentissements économiques et leur durée; et les autres facteurs dont il est question dans les facteurs de risque à la rubrique 1A et à la rubrique 7 du rapport de gestion sur la situation financière et les résultats d’exploitation du plus récent rapport annuel sur le formulaire 10-K de la compagnie.
Les énoncés prospectifs ne garantissent pas le rendement futur et comportent un certain nombre de risques et d’incertitudes, dont certains sont similaires à ceux d’autres sociétés pétrolières et gazières et d’autres sont exclusifs à L’Impériale. Les résultats réels de L’Impériale pourraient différer considérablement des résultats implicites ou explicites selon les énoncés prospectifs, et les lecteurs sont priés de ne pas s’y fier aveuglément. L’Impériale ne s’engage aucunement à publier une mise à jour des énoncés prospectifs fournis aux présentes, sauf si la loi l’exige.
Les énoncés prospectifs et autres concernant les efforts et aspirations de L’Impériale en matière environnementale, sociale et de durabilité ne signifient pas que ces énoncés sont importants pour les investisseurs ou qu’ils doivent être divulgués dans nos documents déposés auprès des organismes de réglementation des valeurs mobilières. En outre, les énoncés historiques, actuels et prospectifs en matière environnementale, sociale et de durabilité peuvent être fondés sur des normes de mesure des progrès qui sont encore en cours d’élaboration, sur des contrôles et des processus internes qui continuent d’évoluer et sur des hypothèses qui sont susceptibles d’être modifiées à l’avenir, notamment par l’adoption de nouvelles règles. Les projets ou débouchés individuels peuvent progresser en fonction d’un certain nombre de facteurs, notamment la disponibilité d’une politique de soutien et de stabilité, la technologie permettant une réduction rentable, le processus de planification de la compagnie et l’alignement avec des partenaires et autres parties prenantes.
Dans ce communiqué, tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens, sauf indication contraire. Ce communiqué doit être lu en parallèle avec le formulaire 10-K le plus récent de L’Impériale. Remarque : les chiffres étant arrondis, ils peuvent ne pas correspondre.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Dans ce communiqué, sauf indication contraire du contexte, tout renvoi à la « compagnie » ou à L’« Impériale » s’entend de la Compagnie Pétrolière Impériale Limitée et ses filiales.
Annexe I
|
Deuxième trimestre |
Six mois |
||
en millions de dollars canadiens, sauf indication contraire |
2025 |
2024 |
2025 |
2024 |
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
|
|
|
|
Total des produits et des autres revenus |
11 232 |
13 383 |
23 749 |
25 666 |
Total des dépenses |
9 988 |
11 894 |
20 817 |
22 605 |
Bénéfice (perte) avant impôts |
1 244 |
1 489 |
2 932 |
3 061 |
Impôts sur le bénéfice |
295 |
356 |
695 |
733 |
Bénéfice (perte) net |
949 |
1 133 |
2 237 |
2 328 |
|
|
|
|
|
Bénéfice (perte) net par action ordinaire (en dollars) |
1,86 |
2,11 |
4,39 |
4,34 |
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars) |
1,86 |
2,11 |
4,38 |
4,34 |
|
|
|
|
|
Autres données financières |
|
|
|
|
Gain (perte) à la vente d’actifs, après impôts |
1 |
1 |
10 |
3 |
|
|
|
|
|
Total de l’actif au 30 juin |
|
|
44 178 |
44 135 |
|
|
|
|
|
Total de la dette au 30 juin |
|
|
4 002 |
4 119 |
|
|
|
|
|
Capitaux propres 30 juin |
|
|
24 999 |
23 936 |
|
|
|
|
|
Dividendes déclarés sur les actions ordinaires |
|
|
|
|
Total |
366 |
322 |
733 |
643 |
Par action ordinaire (en dollars) |
0,72 |
0,60 |
1,44 |
1,20 |
|
|
|
|
|
Millions d’actions ordinaires en circulation |
|
|
|
|
Au 30 juin |
|
|
509,0 |
535,8 |
Moyenne – compte tenu d’une dilution |
510,3 |
537,0 |
510,2 |
537,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Annexe II
|
Deuxième trimestre |
Six mois |
||||||
en millions de dollars canadiens |
2025 |
|
2024 |
|
2025 |
|
2024 |
|
|
|
|
|
|
||||
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la fin de la période |
2 386 |
|
2 020 |
|
2 386 |
|
2 020 |
|
|
|
|
|
|
||||
Activités d’exploitation |
|
|
|
|
||||
Bénéfice (perte) net |
949 |
|
1 133 |
|
2 237 |
|
2 328 |
|
Ajustements relatifs aux éléments hors trésorerie : |
|
|
|
|
||||
Dépréciation et épuisement |
478 |
|
456 |
|
1 009 |
|
946 |
|
(Gain) perte à la vente d’actifs |
(1 |
) |
(1 |
) |
(11 |
) |
(3 |
) |
Charges d’impôts futurs et autres |
— |
|
(75 |
) |
(31 |
) |
(239 |
) |
Variations de l’actif et du passif d’exploitation |
52 |
|
121 |
|
(181 |
) |
(324 |
) |
Autres postes – montant net |
(13 |
) |
(5 |
) |
(31 |
) |
(3 |
) |
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation |
1 465 |
|
1 629 |
|
2 992 |
|
2 705 |
|
|
|
|
|
|
||||
Activités d’investissement |
|
|
|
|
||||
Ajouts aux immobilisations corporelles |
(471 |
) |
(461 |
) |
(869 |
) |
(958 |
) |
Produits de la vente d’actifs |
2 |
|
3 |
|
13 |
|
7 |
|
Placements supplémentaires |
(4 |
) |
— |
|
(4 |
) |
— |
|
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net |
1 |
|
2 |
|
11 |
|
14 |
|
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement |
(472 |
) |
(456 |
) |
(849 |
) |
(937 |
) |
Flux de trésorerie liés aux activités de financement |
(371 |
) |
(329 |
) |
(736 |
) |
(612 |
) |
Annexe III
|
Deuxième trimestre |
Six mois |
||||||
en millions de dollars canadiens |
2025 |
|
2024 |
|
2025 |
|
2024 |
|
|
|
|
|
|
||||
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
664 |
|
799 |
|
1 395 |
|
1 357 |
|
Secteur Aval |
322 |
|
294 |
|
906 |
|
925 |
|
Produits chimiques |
21 |
|
65 |
|
52 |
|
122 |
|
Comptes non sectoriels et autres |
(58 |
) |
(25 |
) |
(116 |
) |
(76 |
) |
Bénéfice (perte) net |
949 |
|
1 133 |
|
2 237 |
|
2 328 |
|
|
|
|
|
|
||||
Produits et autres revenus |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
3 784 |
|
4 552 |
|
8 242 |
|
8 720 |
|
Secteur Aval |
12 427 |
|
14 634 |
|
26 446 |
|
28 273 |
|
Produits chimiques |
356 |
|
418 |
|
728 |
|
837 |
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
(5 335 |
) |
(6 221 |
) |
(11 667 |
) |
(12 164 |
) |
Produits et autres revenus |
11 232 |
|
13 383 |
|
23 749 |
|
25 666 |
|
|
|
|
|
|
||||
Achats de pétrole brut et de produits |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
1 369 |
|
1 900 |
|
3 231 |
|
3 713 |
|
Secteur Aval |
10 952 |
|
12 944 |
|
22 939 |
|
24 535 |
|
Produits chimiques |
240 |
|
256 |
|
493 |
|
516 |
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
(5 346 |
) |
(6 244 |
) |
(11 692 |
) |
(12 202 |
) |
Achats de pétrole brut et de produits |
7 215 |
|
8 856 |
|
14 971 |
|
16 562 |
|
|
|
|
|
|
||||
Production et fabrication |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
1 127 |
|
1 203 |
|
2 303 |
|
2 391 |
|
Secteur Aval |
466 |
|
435 |
|
923 |
|
856 |
|
Produits chimiques |
62 |
|
48 |
|
113 |
|
101 |
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
9 |
|
3 |
|
11 |
|
5 |
|
Production et fabrication |
1 664 |
|
1 689 |
|
3 350 |
|
3 353 |
|
|
|
|
|
|
||||
Frais de vente et frais généraux |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
— |
|
— |
|
— |
|
— |
|
Secteur Aval |
175 |
|
171 |
|
349 |
|
333 |
|
Produits chimiques |
20 |
|
23 |
|
42 |
|
49 |
|
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
56 |
|
27 |
|
119 |
|
85 |
|
Frais de vente et frais généraux |
251 |
|
221 |
|
510 |
|
467 |
|
|
|
|
|
|
||||
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration |
|
|
|
|
||||
Secteur Amont |
353 |
|
267 |
|
619 |
|
557 |
|
Secteur Aval |
90 |
|
149 |
|
178 |
|
302 |
|
Produits chimiques |
1 |
|
3 |
|
4 |
|
8 |
|
Comptes non sectoriels et autres |
29 |
|
43 |
|
70 |
|
91 |
|
Dépenses en immobilisations et frais d’exploration |
473 |
|
462 |
|
871 |
|
958 |
|
Frais d’exploration imputés au bénéfice du secteur Amont inclus ci-dessus |
— |
|
1 |
|
2 |
|
2 |
|
Annexe IV
Données d’exploitation |
Deuxième trimestre |
Six mois |
||
|
2025 |
2024 |
2025 |
2024 |
|
|
|
|
|
Production brute de pétrole brut (en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
Kearl |
195 |
181 |
189 |
189 |
Cold Lake |
145 |
147 |
150 |
144 |
Syncrude (a) |
77 |
66 |
75 |
70 |
Classique |
5 |
5 |
4 |
5 |
Total de la production de pétrole brut |
422 |
399 |
418 |
408 |
|
|
|
|
|
Production brute de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
28 |
30 |
29 |
30 |
Production brute d’équivalent pétrole (b) |
427 |
404 |
423 |
413 |
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Production nette de pétrole brut (en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
Kearl |
185 |
167 |
177 |
175 |
Cold Lake |
120 |
109 |
121 |
109 |
Syncrude (a) |
68 |
54 |
65 |
57 |
Classique |
4 |
5 |
4 |
5 |
Total de la production de pétrole brut |
377 |
335 |
367 |
346 |
|
|
|
|
|
Production nette de gaz naturel (en millions de pieds cubes par jour) |
27 |
29 |
29 |
30 |
Production nette d’équivalent pétrole (b) |
382 |
340 |
372 |
351 |
(en milliers de barils d’équivalent pétrole par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ventes de brut fluidifié de Kearl (en milliers de barils par jour) |
271 |
249 |
265 |
263 |
Ventes de brut fluidifié de Cold Lake (en milliers de barils par jour) |
193 |
196 |
200 |
193 |
|
|
|
|
|
Prix de vente moyens (en dollars canadiens) |
|
|
|
|
Bitume (le baril) |
65,82 |
83,02 |
70,50 |
74,70 |
Pétrole brut synthétique (le baril) |
87,85 |
111,56 |
93,14 |
102,10 |
Pétrole brut classique (le baril) |
39,31 |
64,55 |
44,17 |
58,59 |
|
|
|
|
|
Débit des raffineries (en milliers de barils par jour) |
376 |
387 |
387 |
397 |
Utilisation de la capacité de raffinage (en pourcentage) |
87 |
89 |
89 |
92 |
|
|
|
|
|
Ventes de produits pétroliers (en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
Essence |
225 |
227 |
220 |
221 |
Mazout domestique, carburant diesel et carburéacteur |
186 |
174 |
180 |
172 |
Huiles lubrifiantes et autres produits (c) |
46 |
44 |
49 |
43 |
Mazout lourd |
23 |
25 |
19 |
24 |
Ventes nettes de produits pétroliers |
480 |
470 |
468 |
460 |
Ventes de produits pétrochimiques (en milliers de tonnes) (c) |
186 |
219 |
351 |
434 |
(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 |
2 |
3 |
1 |
|
Production nette de bitume et d’autres produits (en milliers de barils par jour) |
4 |
2 |
3 |
1 |
|
(b) |
Gaz converti en équivalent pétrole à raison de six millions de pieds cubes pour mille barils. |
||||
(c) |
En 2025, les ventes de benzène et de solvants aromatiques sont comptabilisées dans les ventes de produits pétroliers – Huiles lubrifiantes et autres produits, alors qu’en 2024, elles étaient comptabilisées dans les ventes de produits pétrochimiques. La compagnie a déterminé que l’incidence de ce changement est négligeable; par conséquent, la période comparative n’a pas été remaniée. |
||||
Annexe V
|
Bénéfice (perte) net (PCGR des États-Unis) |
Bénéfice (perte) net par action ordinaire – résultat dilué (a) |
|
en millions de dollars canadiens |
dollars canadiens |
|
|
|
2021 |
|
|
Premier trimestre |
392 |
0,53 |
Deuxième trimestre |
366 |
0,50 |
Troisième trimestre |
908 |
1,29 |
Quatrième trimestre |
813 |
1,18 |
Exercice |
2 479 |
3,48 |
|
|
|
2022 |
|
|
Premier trimestre |
1 173 |
1,75 |
Deuxième trimestre |
2 409 |
3,63 |
Troisième trimestre |
2 031 |
3,24 |
Quatrième trimestre |
1 727 |
2,86 |
Exercice |
7 340 |
11,44 |
|
|
|
2023 |
|
|
Premier trimestre |
1 248 |
2,13 |
Deuxième trimestre |
675 |
1,15 |
Troisième trimestre |
1 601 |
2,76 |
Quatrième trimestre |
1 365 |
2,47 |
Exercice |
4 889 |
8,49 |
|
|
|
2024 |
|
|
Premier trimestre |
1 195 |
2,23 |
Deuxième trimestre |
1 133 |
2,11 |
Troisième trimestre |
1 237 |
2,33 |
Quatrième trimestre |
1 225 |
2,37 |
Exercice |
4 790 |
9,03 |
|
|
|
2025 |
|
|
Premier trimestre |
1 288 |
2,52 |
Deuxième trimestre |
949 |
1,86 |
Exercice |
2 237 |
4,38 |
| (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 |
2025 |
2024 |
2025 |
|
2024 |
|
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale |
|
|
|
|
||
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation |
1 465 |
1 629 |
2 992 |
|
2 705 |
|
|
|
|
|
|
||
Moins les variations du fonds de roulement |
|
|
|
|
||
Variations de l’actif et du passif d’exploitation |
52 |
121 |
(181 |
) |
(324 |
) |
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de roulement |
1 413 |
1 508 |
3 173 |
|
3 029 |
|
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 |
2025 |
|
2024 |
|
2025 |
|
2024 |
|
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale |
|
|
|
|
||||
Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation |
1 465 |
|
1 629 |
|
2 992 |
|
2 705 |
|
|
|
|
|
|
||||
Flux de trésorerie liés aux activités d’investissement |
|
|
|
|
||||
Ajouts aux immobilisations corporelles |
(471 |
) |
(461 |
) |
(869 |
) |
(958 |
) |
Produits de la vente d’actifs |
2 |
|
3 |
|
13 |
|
7 |
|
Placements supplémentaires |
(4 |
) |
— |
|
(4 |
) |
— |
|
Prêt à des sociétés dans lesquelles la compagnie détient une participation en actions – montant net |
1 |
|
2 |
|
11 |
|
14 |
|
Flux de trésorerie disponible |
993 |
|
1 173 |
|
2 143 |
|
1 768 |
|
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. 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 secteurs ou plusieurs périodes. Le « Bénéfice (perte) net » figurant dans l’état consolidé des résultats de la compagnie constitue la mesure financière la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états financiers. La direction utilise ces chiffres pour améliorer la comparabilité des activités sous-jacentes sur plusieurs périodes en isolant et retirant les événements non opérationnels importants des résultats commerciaux. La compagnie croit que cette façon de faire assure aux investisseurs une plus grande transparence quant aux tendances et résultats commerciaux et leur donne un point de vue semblable à celui de la direction. Le bénéfice (perte) net hors les éléments identifiés ne doit pas être examiné isolément du bénéfice (perte) net établi selon les PCGR des États-Unis ni remplacer ce dernier. Tous les éléments identifiés sont présentés après impôt.
Rapprochement du bénéfice (perte) net, hors les éléments identifiés
Il n’y a pas eu d’éléments identifiés aux deuxièmes trimestre ou en cumul annuel pour 2025 et 2024
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 |
2025 |
2024 |
2025 |
2024 |
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale |
|
|
|
|
Total des dépenses |
9 988 |
11 894 |
20 817 |
22 605 |
Moins : |
|
|
|
|
Achats de pétrole brut et de produits |
7 215 |
8 856 |
14 971 |
16 562 |
Taxes d’accise fédérales et frais de carburant |
372 |
656 |
964 |
1 247 |
Dépréciation et épuisement |
478 |
456 |
1 009 |
946 |
Retraite non liée aux services et avantages postérieurs au départ à la retraite |
6 |
1 |
11 |
2 |
Financement |
2 |
14 |
— |
26 |
Charges d’exploitation décaissées |
1 915 |
1 911 |
3 862 |
3 822 |
Composants des charges d’exploitation décaissées |
||||
|
Deuxième trimestre |
Six mois |
||
en millions de dollars canadiens |
2025 |
2024 |
2025 |
2024 |
Extrait de l’état consolidé des résultats de L’Impériale |
|
|
|
|
Production et fabrication |
1 664 |
1 689 |
3 350 |
3 353 |
Frais de vente et frais généraux |
251 |
221 |
510 |
467 |
Exploration |
— |
1 |
2 |
2 |
Charges d’exploitation décaissées |
1 915 |
1 911 |
3 862 |
3 822 |
Contributions des segments au total des charges d’exploitation décaissées |
||||
|
Deuxième trimestre |
Six mois |
||
en millions de dollars canadiens |
2025 |
2024 |
2025 |
2024 |
Secteur Amont |
1 127 |
1 204 |
2 305 |
2 393 |
Secteur Aval |
641 |
606 |
1 272 |
1 189 |
Produits chimiques |
82 |
71 |
155 |
150 |
Éliminations/Comptes non sectoriels et autres |
65 |
30 |
130 |
90 |
Charges d’exploitation décaissées |
1 915 |
1 911 |
3 862 |
3 822 |
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 |
|||||||
|
2025 |
2024 |
||||||
en millions de dollars canadiens |
Secteur Amont (a) |
Kearl |
Cold Lake |
Syncrude |
Secteur Amont (a) |
Kearl |
Cold Lake |
Syncrude |
Production et fabrication |
1 127 |
465 |
272 |
329 |
1 203 |
499 |
262 |
400 |
Frais de vente et frais généraux |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Exploration |
— |
— |
— |
— |
1 |
— |
— |
— |
Charges d’exploitation décaissées |
1 127 |
465 |
272 |
329 |
1 204 |
499 |
262 |
400 |
Production brute d’équivalent pétrole |
427 |
195 |
145 |
77 |
404 |
181 |
147 |
66 |
(en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole) |
29,00 |
26,20 |
20,61 |
46,95 |
32,75 |
30,30 |
19,59 |
66,60 |
USD converti en fonction du taux de change moyen du trimestre 2025 0,72 dollar américain; 2024 0,73 dollar américain |
20,88 |
18,86 |
14,84 |
33,80 |
23,91 |
22,12 |
14,30 |
48,62 |
Composants des charges d’exploitation décaissées unitaires |
||||||||
|
Six mois |
|||||||
|
2025 |
2024 |
||||||
en millions de dollars canadiens |
Secteur Amont (a) |
Kearl
|
Cold Lake
|
Syncrude |
Secteur Amont (a) |
Kearl |
Cold Lake |
Syncrude |
Production et fabrication |
2 303 |
949 |
557 |
682 |
2 391 |
997 |
571 |
742 |
Frais de vente et frais généraux |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
— |
Exploration |
2 |
— |
— |
— |
2 |
— |
— |
— |
Charges d’exploitation décaissées |
2 305 |
949 |
557 |
682 |
2 393 |
997 |
571 |
742 |
Production brute d’équivalent pétrole |
423 |
189 |
150 |
75 |
413 |
189 |
144 |
70 |
(en milliers de barils par jour) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Charges d’exploitation décaissées unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole) |
30,11 |
27,74 |
20,52 |
50,24 |
31,84 |
28,98 |
21,79 |
58,24 |
USD converti en fonction du taux de change moyen en cumul annuel 2025 0,71 dollar américain; 2024 0,74 dollar américain |
21,38 |
19,70 |
14,57 |
35,67 |
23,56 |
21,45 |
16,12 |
43,10 |
| (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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