- Bénéfice net trimestriel de 1 288 millions de dollars
- Flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation de 1 527
millions de dollars et flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation hors le fonds de roulement1 de 1 760 millions de
dollars
- Production trimestrielle du secteur Amont de 418 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour
- Production trimestrielle de Kearl de 256 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour (la part de L’Impériale se
chiffrant à 181 000 barils)
- Production trimestrielle à Cold Lake de 154 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, comprenant les solides
résultats de Grand Rapids
- Taux d’utilisation de la capacité des raffineries de 91 pour
cent
- Dividendes déclarés du deuxième trimestre de 72 cents par
action
- Intention de renouveler l’offre publique de rachat dans le
cours normal des activités en juin 2025
Imperial (TSE: IMO) (NYSE American: IMO):
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2025
2024
∆
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 288
1 195
+93
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,52
2,23
+0,29
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
398
496
(98)
L’Impériale a déclaré un bénéfice net estimé au premier
trimestre de 1 288 millions de dollars, en hausse par rapport au
bénéfice net de 1 225 millions de dollars au quatrième trimestre de
2024, principalement attribuable par l’amélioration de la marge
bénéficiaire du secteur Aval. Les flux de trésorerie trimestriels
liés aux activités d’exploitation se sont élevés à 1 527 millions
de dollars, comparativement aux 1 789 millions de dollars au
quatrième trimestre de 2024. Les flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation, hors les effets du fonds de roulement1,
se sont élevés à 1 760 millions de dollars, en hausse par rapport
aux 1 650 millions de dollars au quatrième trimestre de 2024.
« Les solides résultats financiers de L’Impériale au premier
trimestre mettent en évidence la résilience de notre modèle
d’affaires », a déclaré Brad Corson, président du conseil
d’administration, président et chef de la direction. « Le secteur
Amont a continué à bénéficier de l’amélioration des sorties et du
resserrement des différentiels de pétrole lourd, tandis que la
rentabilité du secteur Aval a continué de refléter les avantages
structurels du marché canadien ».
La production du secteur Amont au premier trimestre s’est élevée
en moyenne à 418 000 barils d’équivalent pétrole brut par jour. À
Kearl, la production brute totale trimestrielle s’est établie en
moyenne à 256 000 barils par jour (la part de L’Impériale se
chiffrant à 181 000 barils) en raison des conditions de froid
extrême et des temps d’arrêt imprévus, lesquels ont été atténués
par l’amélioration des procédures d’exploitation en hiver. Grand
Rapids SGSIV avec adjonction de solvant a continué de dépasser les
attentes avec une production trimestrielle moyenne de 23 000 barils
par jour, étayant la solide production brute trimestrielle moyenne
à Cold Lake de 154 000 barils par jour. La quote-part de la
compagnie dans la production de Syncrude s’est établie en moyenne à
73 000 barils par jour.
Le débit du secteur Aval pour le trimestre s’est élevé en
moyenne à 397 000 barils par jour, avec un taux global
d’utilisation de la capacité des raffineries de 91 pour cent,
comprenant un entretien supplémentaire dans le centre de production
de l’Est de la compagnie. Les ventes de produits pétroliers se sont
établies en moyenne à 455 000 barils par jour. Les travaux de la
plus grande installation de diesel renouvelable au Canada se sont
poursuivis dans la raffinerie de Strathcona, avec une date de
démarrage prévue au milieu de 2025.
Au cours du trimestre, L’Impériale a distribué 307 millions de
dollars aux actionnaires sous forme de dividendes versés et a
déclaré un dividende de 72 cents par action au deuxième trimestre.
« Notre modèle d’affaires intégré, notre faible seuil de
rentabilité et l’accent mis sur la croissance des volumes à faible
coût continuent de soutenir la stratégie de L’Impériale, qui
consiste à verser un dividende fiable et croissant », a déclaré M.
Corson.
Comme cela a été annoncé précédemment, Brad Corson, président du
conseil d’administration, et chef de la direction, a annoncé son
intention de prendre sa retraite après cinq ans et demi à son
poste. John Whelan a été nommé président le 1er avril 2025 et
devrait assumer les fonctions supplémentaires de président du
conseil d’administration et chef de la direction le 8 mai 2025.
John Whelan revient à L’Impériale après avoir été un vice-
président principal d’ExxonMobil Upstream Company depuis 2020. « Ce
fut un privilège de diriger L’Impériale au cours des cinq dernières
années et demie. Je suis particulièrement fier de ce que l’équipe a
accompli au cours de cette période et je sais que L’Impériale a un
avenir radieux devant elle sous la direction de John », a déclaré
M. Corson.
« Sous la direction de Brad, L’Impériale a obtenu des rendements
exceptionnels pour ses actionnaires grâce à une stratégie éprouvée
axée sur l’excellence opérationnelle, la discipline financière et
des opportunités de croissance à faible coût et rendement élevé »,
a déclaré M. Whelan. « Je me réjouis de l’occasion qui m’est donnée
de consolider les avantages concurrentiels et de poursuivre
l’excellente dynamique de L’Impériale en tirant parti de ses actifs
privilégiés de premier plan et de ses talents inégalés pour
continuer à offrir une valeur exceptionnelle à ses actionnaires.
»
Faits saillants du premier trimestre
- Le bénéfice net s’est élevé à 1 288 millions de dollars, ou
2,52 dollars par action sur une base diluée, en hausse par
rapport aux 1 195 millions de dollars, ou 2,23 dollars par action,
au premier trimestre de 2024.
- Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation se
sont élevés à 1 527 millions de dollars, en hausse par rapport
aux 1 076 millions de dollars au premier trimestre de 2024. Les
flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation, hors le fonds
de roulement1, se sont élevés à 1 760 millions de dollars, en
hausse par rapport aux 1 521 millions de dollars au premier
trimestre de 2024.
- Les dépenses en immobilisations et frais d’exploration ont
totalisé 398 millions de dollars, comparativement à 496
millions de dollars au premier trimestre de 2024.
- La compagnie a distribué 307 millions de dollars aux
actionnaires au premier trimestre de 2025 sous forme de
dividendes versés.
- La production s’est établie en moyenne à 418 000 barils
d’équivalent pétrole brut par jour, comparativement à 421 000
barils par jour au premier trimestre de 2024.
- La production brute totale de bitume au site de Kearl s’est
établie en moyenne à 256 000 barils par jour (la part de
L’Impériale se chiffrant à 181 000 barils), comparativement à 277
000 barils par jour (la part de L’Impériale se chiffrant à 196 000
barils) au premier trimestre de 2024, cela étant principalement
attribuable à des conditions de froid extrême et des temps d’arrêt
imprévus, lesquels ont été atténués par l’amélioration des
procédures d’exploitation en hiver.
- La production de bitume brut à Cold Lake s’est établie en
moyenne à 154 000 barils par jour, en hausse par rapport aux
142 000 barils par jour au premier trimestre de 2024,
principalement attribuable à Grand Rapids SGSIV avec adjonction de
solvant, partiellement contrebalancée par le calendrier de
production et du cycle de vapeur.
- Le projet de SGSIV Leming est en bonne voie pour
démarrer à la fin de 2025, avec une production maximale prévue
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 73 000 barils par jour,
soit le même niveau que les 73 000 barils par jour au premier
trimestre de 2024.
- Le débit moyen des raffineries a été de 397 000 barils par
jour, comparativement à 407 000 barils par jour au premier
trimestre de 2024. Le taux d’utilisation de la capacité s’est situé
à 91 pour cent, comparativement à par rapport à 94 pour cent au
premier trimestre de 2024. La baisse du débit des raffineries et du
taux d’utilisation de la capacité des raffineries est attribuable
principalement à un entretien supplémentaire dans le centre de
production de l’Est de la compagnie.
- Les ventes de produits pétroliers se sont élevées à 455 000
barils par jour, en hausse par rapport aux 450 000 barils par
jour au premier trimestre de 2024.
- Les travaux de la plus grande installation de diesel
renouvelable au Canada se sont poursuivis dans la raffinerie de
Strathcona, avec une date de démarrage prévue au milieu de
2025.
- Le bénéfice net du secteur Produits chimiques a été de 31
millions de dollars pour le trimestre, comparativement à 57
millions de dollars au premier trimestre de 2024.
Contexte commercial récent
Au cours du premier trimestre de 2025, le prix du pétrole brut
et le différentiel WTI/WCS canadien sont restés relativement
stables par rapport au quatrième trimestre de 2024. Les marges de
raffinage de l’industrie se sont améliorées par rapport au
quatrième trimestre 2024, reflétant les changements dans les
équilibres de l’offre et de la demande.
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.
L’environnement commercial mondial reste instable. La probabilité
que les États-Unis, le Canada ou leurs partenaires commerciaux
réinstaurent les droits de douane, imposent de nouveaux droits ou
des droits réciproques, 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 premiers
trimestres de 2025 et 2024
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
1 288
1 195
Bénéfice (perte) net par action ordinaire
– compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,52
2,23
Secteur Amont
Analyse du facteur bénéfice (perte)
net
en millions de dollars canadiens
2024
Prix
Volume
Redevance
Autres
2025
558
90
(20)
(10)
113
731
Prix : Les prix moyens obtenus pour le bitume ont augmenté de
8,75 $ le baril, cela étant principalement attribuable au
resserrement du différentiel WTI/WCS. Les prix obtenus pour le
pétrole brut synthétique ont augmenté de 5,28 $ le baril, cela
étant principalement attribuable à l’amélioration du différentiel
synthétique/ WTI.
Autres : Principalement attribuable à des effets de change
favorables d’environ 130 millions de dollars.
Prix indicatifs et prix de vente
moyens
Premier trimestre
En dollars canadiens, sauf indication
contraire
2025
2024
West Texas Intermediate (en dollars
américains le baril)
71,42
76,86
Western Canada Select (en dollars
américains le baril)
58,83
57,50
Différentiel WTI/WCS (en dollars
américains le baril)
12,59
19,36
Bitume (le baril)
75,31
66,56
Pétrole brut synthétique (le baril)
98,79
93,51
Taux de change moyen (en dollars
américains)
0,70
0,74
Production
Premier trimestre
en milliers de barils par jour
2025
2024
Kearl (part de L’Impériale)
181
196
Cold Lake
154
142
Syncrude (a)
73
73
Production brute totale de Kearl (en
milliers de barils par jour)
256
277
(a)
Au premier trimestre de 2025, la
production brute de Syncrude comprenait environ 2 millier de barils
de bitume par jour et d’autres produits (2024 - 0 millier de barils
par jour) qui étaient exportés vers les installations de
l’opérateur à l’aide d’un pipeline d’interconnexion existant.
La baisse de la production à Kearl est principalement
attribuable à des conditions de froid extrême et des temps d’arrêt
imprévus, lesquels ont été atténués par l’amélioration des
procédures d’exploitation en hiver.
La hausse 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
631
—
(47)
584
Taux d’utilisation de la capacité de
raffinage et ventes de produits pétroliers
Premier trimestre
en milliers de barils par jour, sauf
indication contraire
2025
2024
Débit des raffineries
397
407
Utilisation de la capacité de raffinage
(en pourcentage)
91
94
Ventes de produits pétroliers
455
450
La baisse du débit des raffineries est attribuable
principalement à un entretien supplémentaire dans le centre de
production de l’Est de la compagnie.
Produits chimiques
Analyse du facteur bénéfice (perte)
net
en millions de dollars canadiens
2024
Marges
Autres
2025
57
(10)
(16)
31
Comptes non sectoriels et
autres
Premiertrimestre
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
(58
)
(51
)
Situation de trésorerie et sources de
financement
Premiertrimestre
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Flux de trésorerie liés aux :
Activités d’exploitation
1 527
1 076
Activités d’investissement
(377
)
(481
)
Activités de financement
(365
)
(283
)
Augmentation (diminution) de trésorerie et
des équivalents de trésorerie
785
312
Trésorerie et équivalents de trésorerie à
la fin de la période
1 764
1 176
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation
reflètent principalement la hausse des prix obtenus dans le secteur
Amont et la baisse des effets défavorables 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:
Premier trimestre
en millions de dollars canadiens, sauf
indication contraire
2025
2024
Dividendes versés
307
278
Dividende par action versé (en
dollars)
0,60
0,50
Rachats d’actions (a)
—
—
Nombre d’actions achetées (en millions)
(a)
—
—
(a) La compagnie n's pas acheté d’actions
au cours des premiers trimestres de 2025 et 2024.
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 en temps opportun 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 au
renouvellement de l’offre publique de rachat dans le cours normal
des activités de la compagnie; au projet de diesel renouvelable de
la compagnie à Strathcona, y compris le calendrier de démarrage; au
projet de réaménagement SGSIV Leming de la compagnie, y compris le
calendrier et la production prévue; la résilience du modèle
d’entreprise intégré de la compagnie et la poursuite de la création
d’une valeur exceptionnelle pour les actionnaires; à l’orientation
et aux stratégies de la compagnie, notamment en ce qui concerne la
croissance des volumes à faible coût et à rendement élevé,
l’excellence opérationnelle, la discipline financière et le
versement d’un dividende fiable et croissant; et à John Whelan
assumant les fonctions supplémentaires de président du conseil
d’administration et président et chef de la direction.
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 portant sur l’issue du vote des actionnaires lors de
l’assemblée générale annuelle de la compagnie et la participation
de l’actionnaire majoritaire de la compagnie à cette assemblée; sur
le renouvellement de l’offre publique de rachat dans le cours
normal des activités de la compagnie, l’approbation de la Bourse de
Toronto et la participation de l’actionnaire majoritaire de la
compagnie; sur la demande énergétique future, l’approvisionnement
et la répartition des sources; sur les taux de production, la
croissance et la composition des différents actifs; sur les plans
des projets, les calendriers, les coûts, les évaluations et les
capacités techniques, et sur la capacité qu’a la compagnie de
réaliser ces plans et d’exploiter ses actifs efficacement y compris
le projet de diesel renouvelable à Strathcona et le projet de
réaménagement de Leming; 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 et la génération de flux de
trésorerie disponible, les hypothèses comme les prévisions de flux
de trésorerie, les sources de financement et la structure du
capital; pour le diesel renouvelable, sur 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; le taux
d’utilisation de la capacité de raffinage; 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; 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 stable, 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. Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne
pas correspondre au total indiqué.
Le terme « projet » tel qu’il est utilisé dans ce communiqué
peut renvoyer à toute une gamme d’activités différentes et n’a pas
nécessairement le même sens que celui qu’on lui donne dans les
rapports sur la transparence des paiements au gouvernement.
Dans ce communiqué, sauf indication contraire du contexte, tout
renvoi à la « compagnie » ou à L’« Impériale » s’entend de la
Compagnie Pétrolière Impériale Limitée et ses filiales.
Annexe I
Trois mois
en millions de dollars canadiens,
sauf indication contraire
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Total des produits et des autres
revenus
12 517
12 283
Total des dépenses
10 829
10 711
Bénéfice (perte) avant impôts
1 688
1 572
Impôts sur le bénéfice
400
377
Bénéfice (perte) net
1 288
1 195
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire (en dollars)
2,53
2,23
Bénéfice (perte) net par action
ordinaire – compte tenu d’une dilution (en dollars)
2,52
2,23
Autres données
financières
Gain (perte) à la vente d’actifs,
après impôts
9
2
Total de l’actif au 31 mars
43 889
42 513
Total de la dette au 31 mars
4 006
4 127
Capitaux propres 31 mars
24 411
23 112
Dividendes déclarés sur les actions
ordinaires
Total
367
321
Par action ordinaire (en
dollars)
0,72
0,60
Millions d’actions ordinaires en
circulation
Au 31 mars
509,0
535,8
Moyenne – compte tenu d’une
dilution
510,2
536,9
Annexe II
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Trésorerie et équivalents de trésorerie
à la fin de la période
1 764
1 176
Activités d’exploitation
Bénéfice (perte) net
1 288
1 195
Ajustements relatifs aux éléments hors
trésorerie :
Dépréciation et épuisement
531
490
(Gain) perte à la vente d’actifs
(10
)
(2
)
Charges d’impôts futurs et autres
(31
)
(164
)
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(233
)
(445
)
Autres postes – montant net
(18
)
2
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 527
1 076
Activités d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(398
)
(497
)
Produits de la vente d’actifs
11
4
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
10
12
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
(377
)
(481
)
Flux de trésorerie liés aux activités
de financement
(365
)
(283
)
Annexe III
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Bénéfice (perte) net (PCGR des
États-Unis)
Secteur Amont
731
558
Secteur Aval
584
631
Produits chimiques
31
57
Comptes non sectoriels et autres
(58
)
(51
)
Bénéfice (perte) net
1 288
1 195
Produits et autres revenus
Secteur Amont
4 458
4 168
Secteur Aval
14 019
13 639
Produits chimiques
372
419
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(6 332
)
(5 943
)
Produits et autres revenus
12 517
12 283
Achats de pétrole brut et de
produits
Secteur Amont
1 862
1 813
Secteur Aval
11 987
11 591
Produits chimiques
253
260
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
(6 346
)
(5 958
)
Achats de pétrole brut et de produits
7 756
7 706
Production et fabrication
Secteur Amont
1 176
1 188
Secteur Aval
457
421
Produits chimiques
51
53
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
2
2
Production et fabrication
1 686
1 664
Frais de vente et frais
généraux
Secteur Amont
—
—
Secteur Aval
174
162
Produits chimiques
22
26
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
63
58
Frais de vente et frais généraux
259
246
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
Secteur Amont
266
290
Secteur Aval
88
153
Produits chimiques
3
5
Comptes non sectoriels et autres
41
48
Dépenses en immobilisations et frais
d’exploration
398
496
Frais d’exploration imputés au bénéfice du
secteur Amont inclus ci-dessus
2
1
Annexe IV
Données d’exploitation
Trois mois
2025
2024
Production brute de pétrole brut
(en milliers de barils par jour)
Kearl
181
196
Cold Lake
154
142
Syncrude (a)
73
73
Classique
5
5
Total de la production de pétrole brut
413
416
Production brute de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
30
30
Production brute d’équivalent
pétrole (b)
418
421
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Production nette de pétrole brut
(en milliers de barils par jour)
Kearl
169
183
Cold Lake
123
108
Syncrude (a)
62
61
Classique
4
5
Total de la production de pétrole brut
358
357
Production nette de gaz naturel (en
millions de pieds cubes par jour)
30
30
Production nette d’équivalent pétrole
(b)
363
362
(en milliers de barils d’équivalent
pétrole par jour)
Ventes de brut fluidifié de Kearl
(en milliers de barils par jour)
259
277
Ventes de brut fluidifié de Cold
Lake (en milliers de barils par jour)
207
190
Prix de vente moyens (en dollars
canadiens)
Bitume (le baril)
75,31
66,56
Pétrole brut synthétique (le baril)
98,79
93,51
Pétrole brut classique (le baril)
48,70
52,21
Débit des raffineries (en milliers
de barils par jour)
397
407
Utilisation de la capacité de
raffinage (en pourcentage)
91
94
Ventes de produits pétroliers (en
milliers de barils par jour)
Essence
215
215
Mazout domestique, carburant diesel et
carburéacteur
175
170
Huiles lubrifiantes et autres produits
(c)
50
43
Mazout lourd
15
22
Ventes nettes de produits pétroliers
455
450
Ventes de produits pétrochimiques
(en milliers de tonnes) (c)
165
215
(a)
La production brute et nette de
Syncrude comprend du bitume et d’autres produits exportés vers les
installations de l’opérateur à l’aide d’un pipeline
d’interconnexion existant.
Production brute de bitume et
d’autres produits (en milliers de barils par jour)
2
—
Production nette de bitume et
d’autres produits (en milliers de barils par jour)
2
—
(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
(a)
Calculé à l’aide du nombre moyen
d’actions en circulation au cours de chaque période. La somme des
trimestres présentés peut ne pas correspondre au total de
l’exercice.
Annexe VI
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures
financières
Certaines mesures incluses dans ce document ne sont pas
prescrites par les principes comptables généralement reconnus
(PCGR) des États-Unis. Ces mesures constituent des « mesures
financières non conformes aux PCGR » en vertu du règlement G de la
Securities and Exchange Commission et la rubrique 10(e) du
Règlement S-K, et d’« autres mesures financières » en vertu du
Règlement 52-112 sur l’information concernant les mesures
financières non conformes aux PCGR et d’autres mesures financières
des Autorités canadiennes en valeurs mobilières.
Le rapprochement de ces mesures financières non conformes aux
PCGR et de la mesure la plus comparable selon les PCGR, ainsi que
d’autres renseignements requis par ces règlements ont été fournis.
Les mesures financières non conformes aux PCGR ainsi que les autres
mesures financières ne sont pas des mesures financières normalisées
selon les PCGR et n’ont pas non plus de sens normalisé. Par
conséquent, ces mesures pourraient ne pas être directement
comparables aux mesures présentées par d’autres sociétés et ne
devraient pas se substituer aux mesures financières conformes aux
PCGR.
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation,
hors le fonds de roulement
Les flux de trésorerie liés aux activités d’exploitation hors le
fonds de roulement constituent une mesure financière non conforme
aux PCGR correspondant au total des flux de trésorerie provenant
des activités d’exploitation moins les variations de l’actif et du
passif d’exploitation de la période. Les « Flux de trésorerie liés
aux activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des
flux de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière
la plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. La direction croit qu’il est utile pour les
investisseurs de tenir compte de ces chiffres pour comparer le
rendement sous- jacent des activités de la compagnie pour les
périodes où il existe d’importants écarts d’une période au niveau
des variations du fonds de roulement. Les variations du fonds de
roulement correspondent aux « Variations de l’actif et du passif
d’exploitation », telles qu’elles sont indiquées dans l’état
consolidé des flux de trésorerie de la compagnie et dans l’Annexe
II du présent document. Cette mesure évalue les flux de trésorerie
au niveau de l’exploitation et, à ce titre, n’inclut pas le produit
de la vente d’actifs, tel que défini dans les flux de trésorerie
issus d’activités d’exploitation et de vente d’actifs dans la
rubrique Terminologie du formulaire 10-K annuel de la
compagnie.
Rapprochement des flux de trésorerie
liés aux activités d’exploitation, hors le fonds de
roulement
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 527
1 076
Moins les variations du fonds de
roulement
Variations de l’actif et du passif
d’exploitation
(233
)
(445
)
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation, hors le fonds de roulement
1 760
1 521
Flux de trésorerie disponible
Le flux de trésorerie disponible est une mesure financière non
conforme aux PCGR qui correspond aux flux de trésorerie issus des
activités d’exploitation, moins les ajouts aux immobilisations
corporelles et les placements en actions de la compagnie, plus le
produit de la vente d’actifs. Les « Flux de trésorerie liés aux
activités d’exploitation » figurant dans l’état consolidé des flux
de trésorerie de la compagnie constituent la mesure financière la
plus directement comparable que l’on peut trouver dans les états
financiers. Cette mesure est utilisée pour évaluer les liquidités
disponibles pour les activités de financement (y compris, mais sans
s’y limiter, les dividendes et les achats d’actions) après des
investissements dans l’entreprise.
Rapprochement du flux de trésorerie
disponible
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Flux de trésorerie liés aux activités
d’exploitation
1 527
1 076
Flux de trésorerie liés aux activités
d’investissement
Ajouts aux immobilisations corporelles
(398
)
(497
)
Produits de la vente d’actifs
11
4
Prêt à des sociétés dans lesquelles la
compagnie détient une participation en actions – montant net
10
12
Flux de trésorerie disponible
1 150
595
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 premiers trimestres
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
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Total des dépenses
10 829
10 711
Moins :
Achats de pétrole brut et de produits
7 756
7 706
Taxes d’accise fédérales et frais de
carburant
592
591
Dépréciation et épuisement
531
490
Retraite non liée aux services et
avantages postérieurs au départ à la retraite
5
1
Financement
(2)
12
Charges d’exploitation
décaissées
1 947
1 911
Composants des charges d’exploitation
décaissées
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Extrait de l’état consolidé des
résultats de L’Impériale
Production et fabrication
1 686
1 664
Frais de vente et frais généraux
259
246
Exploration
2
1
Charges d’exploitation
décaissées
1 947
1 911
Contributions des segments au total des
charges d’exploitation décaissées
Trois mois
en millions de dollars canadiens
2025
2024
Secteur Amont
1 178
1 189
Secteur Aval
631
583
Produits chimiques
73
79
Éliminations/Comptes non sectoriels et
autres
65
60
Charges d’exploitation
décaissées
1 947
1 911
Charges d’exploitation décaissées unitaires (charges
décaissées unitaires)
Les charges d’exploitation décaissées unitaires constituent un
ratio non conforme aux PCGR. Les charges d’exploitation décaissées
unitaires (charges décaissées unitaires) sont calculées en divisant
les charges d’exploitation décaissées par la production brute
totale d’équivalent pétrole et sont calculées pour le segment
Amont, ainsi que pour les principaux actifs de ce secteur. Les
charges d’exploitation décaissées, une mesure financière non
conforme aux PCGR, sont indiquées et rapprochées ci-dessus. Cette
mesure est utile pour que les investisseurs comprennent les efforts
de gestion des dépenses déployés pour les principaux actifs de la
compagnie à titre de composants dans le cadre général du secteur
Amont. Les charges d’exploitation décaissées unitaires, comme
utilisées par la direction, ne correspondent pas directement à la
définition des « Coûts de production unitaires moyens » énoncée par
la Securities and Exchange Commission (SEC) des États- Unis et
indiquée dans le formulaire SEC 10-K de la compagnie.
Composants des charges d’exploitation
décaissées unitaires
Trois mois
2025
2024
Secteur Amont
Kearl
Cold Lake
Syncrude
Secteur Amont
Kearl
Cold Lake
Syncrude
en millions de dollars canadiens
(a)
(a)
Production et fabrication
1 176
484
285
353
1 188
498
309
342
Frais de vente et frais généraux
—
—
—
—
—
—
—
—
Exploration
2
—
—
—
1
—
—
—
Charges d’exploitation
décaissées
1 178
484
285
353
1 189
498
309
342
Production brute d’équivalent pétrole
418
181
154
73
421
196
142
73
(en milliers de barils par jour)
Charges d’exploitation décaissées
unitaires (en dollars par baril d’équivalent pétrole)
31,31
29,71
20,56
53,73
31,04
27,92
23,91
51,48
USD converti en fonction du taux de change
moyen en cumul annuel
21,92
20,80
14,39
37,61
22,97
20,66
17,69
38,10
2025 0,70 dollar américain; 2024 0,74
dollar américain
(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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Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Juin 2025 à Juil 2025
Imperial Oil (AMEX:IMO)
Graphique Historique de l'Action
De Juil 2024 à Juil 2025
