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Freehold Royalties Ltd. — Management Reports 2026
May 15, 2026
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Management Reports
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RAPPORT DE GESTION
Le rapport de gestion qui suit a été préparé en date du 11 mars 2026 et constitue l'opinion de la direction sur les résultats d'exploitation et les résultats financiers consolidés de Freehold Royalties Ltd et de ses filiales entièrement détenues (collectivement, « Freehold » ou la « société ») pour le trimestre et l'exercice clos le 31 décembre 2025 et les périodes comparatives, ainsi que les perspectives de Freehold selon l'information disponible en date des présentes.
L'information financière contenue dans le présent document est fondée sur l'information contenue dans les états financiers consolidés, qui ont été préparés conformément aux Normes IFRS de comptabilité (les « IFRS ») publiées par l'International Accounting Standards Board (l'« IASB »), qui sont les principes comptables généralement reconnus (« PCGR ») du Canada pour les entreprises ayant une obligation d'information du public. Les périodes présentées sont le trimestre (le « quatrième trimestre de 2025 ») et l'exercice (« 2025 ») clos le 31 décembre 2025 et combinent les « périodes de présentation de l'information financière considérées » et les « périodes correspondantes de 2024 » (ensemble, les « périodes de présentation de l'information financière ») et le « trimestre précédent » clos le 30 septembre 2025, à moins d'indication contraire. Tous les montants en dollars sont exprimés en dollars canadiens. Ce rapport de gestion doit être lu à la lumière des états financiers consolidés audités du 31 décembre 2025 (les « états financiers audités »). Ces documents, ainsi que des renseignements supplémentaires sur Freehold, y compris la notice annuelle de la société pour l'exercice clos le 31 décembre 2025, sont disponibles sur SEDAR+, à l'adresse www.sedarplus.ca, et sur le site Web de Freehold, à l'adresse www.freeholdroyalties.com.
Le présent rapport de gestion contient les mesures financières non conformes aux PCGR suivantes : produits nets, coûts décaissés et revenus nets, ainsi que les mesures financières supplémentaires suivantes : ratios de distribution des dividendes et fonds provenant des activités d'exploitation par action. Il s'agit de mesures supplémentaires utiles pour analyser la performance au chapitre de l'exploitation, le levier financier et les liquidités, entre autres. Toutefois, ces termes n'ont pas de sens normalisés prescrits par les PCGR et, par conséquent, ils pourraient ne pas être comparables aux calculs de mesures similaires pour d'autres entités. Ce rapport de gestion contient également les mesures de gestion du capital que sont le fonds de roulement, la dette nette, la structure du capital, le ratio de la dette nette sur la structure du capital et le ratio de la dette nette sur les fonds provenant des activités d'exploitation pour les 12 derniers mois telles qu'elles ont été définies à la note 15 des états financiers audités. En outre, ce rapport de gestion contient des énoncés prospectifs qui visent à aider les lecteurs à mieux comprendre les activités et les perspectives de Freehold. Les lecteurs sont avisés que le rapport de gestion doit être lu à la lumière des informations fournies sous les rubriques « Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières » et « Énoncés prospectifs » à la fin du présent rapport de gestion.
Aperçu de l'entreprise
Freehold est constituée en vertu des lois de la province de l'Alberta et ses actions sont cotées à la Bourse de Toronto (la « TSX ») sous le symbole FRU. Freehold acquiert et gère des droits de redevances sur le pétrole brut, le gaz naturel et les liquides de gaz naturel (« LGN »). Freehold tire ses produits de ces droits de redevances à mesure que les réserves sont produites sur la durée de vie des biens situés dans la zone continentale des États-Unis et au Canada.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
L'avantage des redevances
Freehold gère l'un des plus importants portefeuilles non gouvernementaux de redevances sur le pétrole brut et le gaz naturel au Canada, ainsi qu'un portefeuille de redevances en expansion aux États-Unis, ce qui lui confère une position unique parmi les sociétés de redevances en Amérique du Nord. Le portefeuille comprend des terrains d'une superficie d'environ 6,0 millions d'acres bruts au Canada et des terrains d'une superficie d'environ 1,2 million d'acres bruts pouvant faire l'objet d'activités de forage aux États-Unis. Les terrains visés par des titres miniers au Canada de Freehold, que celle-ci détient à perpétuité, couvrent environ 1,1 million d'acres et Freehold détient également des redevances dérogatoires brutes et d'autres participations dans des terrains d'une superficie d'environ 5,0 millions d'acres. Près de 80 % des terrains aux États-Unis sont des terrains visés par des titres miniers, également détenus à perpétuité.
Freehold détient des droits de redevances dans plus de 21 000 puits producteurs et près de 500 unités réparties dans cinq provinces et huit États, et nous recevons des produits tirés des redevances de plus de 380 exploitants de l'industrie partout en Amérique du Nord. Les produits comprennent également des contreparties sous forme de primes, des loyers et des redevances sur la potasse qui complètent son portefeuille de produits.
Les redevances offrent l'avantage de partager la production sans contribuer aux coûts d'investissement, aux coûts d'exploitation et aux coûts environnementaux, y compris les obligations de remise en état, associés à la production de pétrole, de gaz naturel et de LGN. En tant que titulaire de droits de redevance, Freehold ne paie aucune partie des coûts en capital pour forer, achever et équiper les puits en vue de la production sur ses biens, pas plus qu'elle n'engage de coûts pour exploiter les puits, assurer le maintien de la production et, en fin de compte, remettre le terrain dans son état initial. Tous ces coûts sont payés par des tiers qui mènent des activités sur les terrains producteurs de redevances. Freehold reçoit des produits des redevances tirés des produits bruts provenant de la production (produits avant déduction des redevances et des coûts d'exploitation).
Stratégie de Freehold
En tant que société de redevances de premier plan en Amérique du Nord, Freehold a pour objectif de générer de la croissance et des rendements attrayants à moindre risque pour les actionnaires à long terme. Freehold y parvient par les moyens qui suivent :
- Créer de la valeur
- Favoriser la mise en valeur de nos terrains grâce à notre programme de concessions minières et à l'optimisation des redevances
- Acquérir des biens donnant droit à des redevances présentant des profils de risque acceptables et une longue durée de vie économique
-
Générer des redevances dérogatoires brutes pour accroître les produits
-
Accroître la valeur
- Maximiser les droits de redevance de Freehold grâce à un programme d'audit et de conformité des plus complets
-
Gérer notre dette avec prudence en fixant une cible inférieure à 1,5 fois pour le ratio de la dette nette sur les fonds provenant des activités d'exploitation pour les 12 derniers mois
-
Fournir de la valeur
- Cibler un ratio de distribution des dividendes d'environ 60 %
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Annonce relative au dividende
Le conseil d'administration de Freehold (le « conseil ») a approuvé un dividende de 0,09 $ par action ordinaire qui sera versé le 15 avril 2026 aux actionnaires inscrits le 31 mars 2026. Le dividende de Freehold de 0,09 $ par action ordinaire est aligné sur le ratio de distribution des dividendes cible de la société. Le dividende est désigné comme un dividende déterminé aux fins de l'impôt sur le revenu au Canada.
Perspectives
Freehold a enregistré une production annuelle record de 16 294 bep/j, malgré le contexte macroéconomique incertain, les tensions géopolitiques et les déséquilibres persistants entre l'offre et la demande de produits de base, qui ont entraîné une baisse de 14 % des prix de référence du pétrole WTI par rapport à 2024. La production moyenne pour l'exercice complet, ainsi que la production de pétrole brut et de liquides de gaz naturel, ont augmenté respectivement de 9 % et 12 % par rapport à 2024. Les acquisitions réalisées par la société aux États-Unis en 2024, combinées à l'accroissement continu de l'ensemble de terrains aux États-Unis, ont été les principaux facteurs de cette croissance. Au cours de l'exercice, Freehold a retourné 177,1 millions de dollars à ses actionnaires sous forme de dividendes mensuels de 0,09 $ par action, tout en ramenant sa dette nette¹) à 268,3 millions de dollars.
Les niveaux d'activité au Canada et aux États-Unis ont ralenti en raison de la baisse des prix des produits de base, les marchés du pétrole brut ayant subi l'effet négatif de la décision de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (« OPEP+ ») de mettre fin aux réductions volontaires de l'offre mises en œuvre précédemment, ce qui a augmenté l'offre mondiale de pétrole brut et exercé une pression à la baisse sur les prix. Les conditions macroéconomiques générales ont également pesé sur le moral des investisseurs. Le ralentissement de la croissance économique, dû en partie aux droits de douane imposés par le président Trump et à ses politiques commerciales « U.S. First », s'est répercuté sur les prévisions en matière de demande. De plus, les risques géopolitiques, notamment le conflit en cours entre la Russie et l'Ukraine et l'implication des États-Unis au Venezuela et en Iran, ont contribué à l'instabilité des marchés.
Les prix du gaz naturel au Canada ont continué de faiblir en 2025 en raison des contraintes persistantes liées aux pipelines, des températures estivales modérées et des retards dans l'accélération de LNG Canada en milieu d'année.
Compte tenu de ce contexte concernant les prix des produits de base, certains exploitants ont réduit leurs programmes d'investissement, ce qui a encore freiné l'activité du secteur. Freehold s'est ressentie de ce changement, enregistrant une baisse des activités d'octroi de licences et de forage pour certains terrains visés par des redevances au cours du second semestre de 2025. Aux États-Unis, les activités de forage ont diminué de 20 % entre le premier et le second semestres de 2025. Au Canada, elles ont reculé de 25 % au quatrième trimestre de 2025 par rapport au trimestre correspondant de 2024. Ces intervalles de temps sont pertinents, car pour un puits aux États-Unis, il peut s'écouler en moyenne de six à douze mois entre l'obtention du permis initial et la première production, comparativement à trois ou quatre mois au Canada. En conséquence, nous prévoyons une modération de la production au cours du premier semestre de 2026 et, dans l'hypothèse d'une stabilisation et d'une évolution favorable des prix des produits de base, un retour à la croissance au second semestre.
Malgré la baisse des prix des produits de base, le portefeuille canadien a bénéficié de l'activité dans les zones de production de pétrole lourd Clearwater et Mannville, ainsi que dans les zones de production de pétrole léger du sud-est de la Saskatchewan, ce qui s'est traduit par une production de pétrole brut relativement stable par rapport à 2024. Avec un prix moyen du gaz naturel AECO inférieur à 1,50 $/kpi³ en 2024 et 2025, la production canadienne de gaz naturel et de liquides de gaz naturel connexes a diminué de 8 % par rapport à l'exercice précédent.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Aux États-Unis, les terrains dans le bassin permien continuent d'attirer les investissements, la production s'étant accrue tout au long de l'année, soutenue par une légère croissance de la production de pétrole brut dans le Dakota du Nord et à Haynesville. Dans le bassin d'Eagle Ford, la production a été concentrée au premier semestre de 2025, ce qui coïncide avec les programmes d'investissement des principaux exploitants.
Nous continuons de bénéficier des améliorations de productivité des puits forés sur nos terrains. Au Canada, le rendement moyen des puits s'est amélioré d'environ 35 % grâce aux efforts des exploitants qui ont ciblé les superficies de premier choix et optimisé la conception des puits. Aux États-Unis, la productivité a augmenté de 10 % alors que les exploitants visent un accroissement de la longueur des puits latéraux tout en continuant d'améliorer le placement et la conception des puits dans l'ensemble de nos zones d'exploitation.
Nous continuons de tabler sur la capacité de notre base d'actifs nord-américains, axés sur les liquides, à générer des flux de trésorerie significatifs grâce à l'évolution des marchés des produits de base et à l'amélioration des conditions macroéconomiques générales, ce qui permettra à la société de maintenir ses dividendes et d'offrir à ses actionnaires des rendements solides à long terme.
- La dette nette est une mesure de gestion du capital.
Prévisions pour 2026
Nous nous attendons à ce que la production moyenne se situe entre 15 500 et 16 300 bep/j en 2026, et à ce qu'elle soit composée à environ 66 % de pétrole brut et de liquides de gaz naturel (42 % de pétrole brut léger et de densité moyenne, 9 % de pétrole lourd (une hausse par rapport à 8 % en 2025) et 15 % de liquides de gaz naturel) et à environ 34 % de gaz naturel. Cette fourchette prévisionnelle repose sur des hypothèses de prix moyens annuels des produits de base de 65 $ US/b pour le WTI, de 3,50 $ US/kpi³ pour le NYMEX et de 2,00 $ US/kpi³ pour l'AECO.
Résiliation de la convention de gestion
Freehold était auparavant gérée par Rife Management Ltd. (anciennement Rife Resources Management Ltd., le « gestionnaire ») aux termes d'une convention de gestion (la « convention de gestion »), et ce, jusqu'au 31 décembre 2025 inclusivement.
En 2025, Freehold et le gestionnaire ont convenu mutuellement de résilier la convention de gestion. Par conséquent, Freehold a remis au gestionnaire un avis indiquant qu'elle résiliait la convention de gestion (l'« avis de résiliation ») en date du 31 décembre 2025 (la « date de résiliation »). Le conseil de Freehold a pris cette décision avec l'appui du propriétaire du gestionnaire, les caisses de retraite des employés de la Compagnie des chemins de fer nationaux du Canada (les « Caisses fiduciaires de retraite du CN »). Freehold n'était pas tenue de verser au gestionnaire des frais de résiliation ou des honoraires de gestion futurs pour les périodes postérieures à l'avis de résiliation. Depuis la remise de l'avis de résiliation, bien que Freehold ait continué d'être gérée par le gestionnaire jusqu'à la date de résiliation, l'équipe de direction et les employés de Freehold se sont consacrés entièrement aux activités de Freehold. Freehold a assumé la responsabilité du remboursement de certains frais généraux et administratifs jusqu'à la date de résiliation. Freehold et le gestionnaire ont collaboré en vue d'assurer une transition ordonnée et stable des systèmes, des logiciels, des flux des travaux, des dossiers et des locaux de bureaux avant la date de résiliation. Depuis le 1er janvier 2026, Freehold et ses employés sont indépendants du gestionnaire.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Faits saillants de l'exploitation et faits saillants financiers
| Résultats financiers (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Redevances et autres produits | 69 759 $ | 76 861 $ | 313 460 $ | 309 480 $ |
| Bénéfice net | 14 081 $ | 51 123 $ | 91 781 $ | 149 446 $ |
| Par action, de base (en $) 1) | 0,09 $ | 0,33 $ | 0,56 $ | 0,99 $ |
| Par action, après dilution (en $) 1) | 0,09 $ | 0,33 $ | 0,56 $ | 0,98 $ |
| Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation | 55 014 $ | 59 121 $ | 235 375 $ | 223 334 $ |
| Fonds provenant des activités d'exploitation | 51 068 $ | 61 332 $ | 234 572 $ | 230 975 $ |
| Par action, de base (en $) 1), 3) | 0,31 $ | 0,40 $ | 1,43 $ | 1,53 $ |
| Par action, après dilution (en $) 1), 3) | 0,31 $ | 0,40 $ | 1,43 $ | 1,52 $ |
| Acquisitions et dépenses connexes | 9 253 $ | 276 971 $ | 44 130 $ | 411 716 $ |
| Dividendes versés | 44 269 $ | 40 687 $ | 177 077 $ | 162 745 $ |
| Par action (en $) 2) | 0,27 $ | 0,27 $ | 1,08 $ | 1,08 $ |
| Dividendes déclarés | 44 269 $ | 41 882 $ | 177 077 $ | 163 939 $ |
| Par action (en $) 2) | 0,27 $ | 0,27 $ | 1,08 $ | 1,08 $ |
| Ratio de distribution des dividendes (en %) 2), 4) | 87 % | 66 % | 75 % | 70 % |
| Dette à long terme | 282 853 $ | 300 854 $ | 282 853 $ | 300 854 $ |
| Dette nette 5) | 268 251 $ | 282 266 $ | 268 251 $ | 282 266 $ |
| Actions en circulation à la clôture de l'exercice (en milliers) | 163 960 | 163 960 | 163 960 | 163 960 |
| Nombre moyen d'actions en circulation, de base (en milliers) 6) | 163 960 | 153 430 | 163 960 | 151 378 |
| Nombre moyen d'actions en circulation, après dilution (en milliers) 6) | 163 960 | 154 058 | 163 960 | 151 992 |
| Résultats d'exploitation | ||||
| Pétrole brut léger et de densité moyenne (b/j) | 6 456 | 6 296 | 6 733 | 6 255 |
| Pétrole brut lourd (en b/j) | 1 619 | 1 516 | 1 552 | 1 370 |
| LGN (en b/j) | 2 690 | 2 066 | 2 445 | 1 956 |
| Total des liquides (en b/j) | 10 765 | 9 878 | 10 730 | 9 581 |
| Gaz naturel (en kpi³/j) | 33 180 | 32 564 | 33 385 | 32 287 |
| Production totale (en bep/j) 7) | 16 294 | 15 306 | 16 294 | 14 962 |
| Pondération des liquides (en %) | 66 % | 65 % | 66 % | 64 % |
| Prix réalisé sur le pétrole et le gaz naturel (en $/bep) 7) | 45,88 $ | 53,80 $ | 51,07 $ | 55,68 $ |
| Coûts décaissés (en $/bep) 3), 7) | 7,26 $ | 5,93 $ | 6,80 $ | 7,10 $ |
| Revenus nets (en $/bep) 3), 7) | 37,42 $ | 47,25 $ | 43,94 $ | 47,77 $ |
- Calculé en fonction du nombre moyen pondéré d'actions en circulation de base ou après dilution de la période.
- Selon le nombre d'actions émises et en circulation à chaque date de clôture des registres.
- Se reporter à la rubrique « Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières ».
- Le ratio de distribution des dividendes est une mesure financière supplémentaire.
- La dette nette est une mesure de gestion du capital.
- Nombre moyen pondéré d'actions en circulation de base au cours de la période.
- Se reporter à la rubrique « Conversion du gaz naturel en barils d'équivalent pétrole (bep) ».
Faits saillants de l'exploitation et faits saillants financiers
2025
- La production moyenne s'est élevée à 16 294 bep/j en 2025, en hausse de 9 % par rapport à 2024, ce qui comprend une augmentation de 33 % de la production aux États-Unis reflétant les acquisitions réalisées à la fin de 2024 et l'accroissement continu de l'ensemble de terrains aux États-Unis. La production était conforme à la fourchette prévisionnelle pour 2025 de 15 800 à 17 000 bep/j.
- Les volumes de pétrole brut et de liquides de gaz naturel ont atteint en moyenne 10 730 b/j, en hausse de 12 % par rapport à 2024, les acquisitions de Freehold et les exploitants des terrains de Freehold ciblant des emplacements riches en liquides. L'augmentation des volumes de pétrole brut et de liquides de gaz naturel a porté la pondération des liquides à 66 % de la production donnant droit à des redevances en 2025, contre 64 % en 2024.
- Les activités de forage en 2025 ont visé 1 110 puits bruts (13,3 puits nets), soit une baisse de 3 % par rapport à 2024, et étaient pondérées à 74 % en faveur des terrains aux États-Unis.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
-
Les coûts décaissés en 2025 ont totalisé 6,80 $/bep, en baisse de 4 % par rapport à 2024, reflétant la diminution des règlements en trésorerie au titre de la rémunération fondée sur des actions.
-
Les redevances et autres produits ont totalisé 313,5 millions de dollars en 2025, en hausse de 1 % par rapport à l'exercice précédent, du fait principalement de la production plus élevée, partiellement contrebalancée par la baisse des prix du pétrole brut. Les produits tirés du pétrole brut ont représenté 83 % du total des produits tirés des redevances.
-
Les contreparties sous forme de primes liées aux concessions minières et les produits tirés des concessions minières ont atteint un niveau record de 8,0 millions de dollars, en hausse par rapport à 3,1 millions de dollars en 2024.
-
Les fonds provenant des activités d'exploitation en 2025 ont totalisé 234,6 millions de dollars, ou 1,43 $ par action¹⁾, ce qui représente une légère augmentation par rapport au total de 231,0 millions de dollars, ou 1,53 $ par action¹⁾, en 2024.
-
Le bénéfice net en 2025 s'est élevé à 91,7 millions de dollars, en baisse de 39 % par rapport à 2024, ce qui reflète principalement le repli du dollar américain vis-à-vis du dollar canadien, qui s'est traduit par des pertes de change en 2025.
-
Les dividendes versés en 2025 ont totalisé 177,1 millions de dollars (1,08 $ par action), soit une hausse par rapport au total de 162,7 millions de dollars (1,08 $ par action), ce qui reflète les 13,3 millions d'actions ordinaires supplémentaires émises pour financer en partie une acquisition aux États-Unis en décembre 2024. Le ratio de distribution des dividendes²⁾ de Freehold pour 2025 était de 75 %, contre 70 % en 2024.
-
La dette à long terme s'établissait à 282,9 millions de dollars au 31 décembre 2025, en baisse de 18,0 millions de dollars par rapport à celle au 31 décembre 2024.
-
La facilité de crédit a été renouvelée et modifiée, la capacité de 450 millions de dollars étant portée à 500 millions de dollars et la durée étant prolongée jusqu'au 13 novembre 2028.
-
La dette nette³⁾ a diminué de 14,0 millions de dollars par rapport au 31 décembre 2024 pour s'établir à 268,3 millions de dollars.
-
Les réserves prouvées et probables⁴⁾ de pétrole brut et de gaz naturel totalisaient 63,2 Mbep au 31 décembre 2025, soit une baisse de 3 % ou 1,6 Mbep par rapport à 2024, reflétant la production de 5,2 Mbep en 2025 et la baisse des prix du gaz naturel, partiellement contrebalancées par l'ajout de réserves dans les propriétés pondérées en pétrole brut au Canada et aux États-Unis.
-
La résiliation de la convention de gestion a pris effet le 31 décembre 2025.
Quatrième trimestre de 2025
-
La production moyenne s'est élevée à 16 294 bep/j, en hausse de 6 % par rapport au trimestre correspondant de 2024, la production ayant été composée à 66 % de liquides.
-
La production aux États-Unis s'est établie à 7 700 bep/j, augmentant de 31 % par rapport à la même période de 2024, ce qui reflète les acquisitions réalisées à la fin de 2024 et l'accroissement continu de notre ensemble de terrains aux États-Unis.
-
La production du quatrième trimestre comprend environ 400 bep/j liés aux ajustements au titre des actifs aux États-Unis acquis à la fin de 2024. Ces ajustements sont liés à la hausse des rendements de gaz naturel et de liquides de gaz naturel et ont été comptabilisés une fois que Freehold a obtenu la validation par l'exploitant et que les produits ont été reçus. Toutes les autres estimations ont été mises à jour pour refléter les nouvelles données.
-
La production au Canada s'est établie à 8 594 bep/j, soit une diminution de 9 % par rapport à la période correspondante de 2024, ce qui s'explique par la baisse d'activité attribuable à l'affaiblissement des prix des produits de base.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
- Les activités de forage du quatrième trimestre de 2025 ont visé 235 puits bruts (3,0 puits nets), ciblant principalement les biens relatifs au pétrole brut, une diminution de 18 % selon le nombre de puits bruts par rapport au trimestre correspondant de 2024.
- Les coûts décaissés¹) du quatrième trimestre de 2025 ont totalisé 7,26 $/bep, en hausse de 22 % par rapport à ceux du trimestre correspondant de 2024, principalement en raison du règlement en trésorerie des UAD d'un administrateur retraité et des coûts de restructuration liés à la résiliation de la convention de gestion.
- Les fonds provenant des activités d'exploitation du quatrième trimestre de 2025 se sont établis à 51,1 millions de dollars, ou 0,31 $ par action¹), en baisse de 17 % au total par rapport à 61,3 millions de dollars (0,40 $ par action¹)) pour le trimestre correspondant de 2024, ce qui reflète une diminution de 16 % des prix de référence du pétrole brut, malgré une augmentation de 6 % de la production. La diminution par action s'explique également par l'émission en décembre 2024 de 13,3 millions d'actions ordinaires supplémentaires.
-
Au cours du quatrième trimestre de 2025, des dividendes de 44,3 millions de dollars (0,27 $ par action) ont été déclarés et versés, soit une hausse par rapport à 40,7 millions de dollars au trimestre correspondant de 2024 (0,27 $ par action), ce qui reflète les 13,3 millions d'actions ordinaires supplémentaires émises en décembre 2024.
-
Le ratio de distribution des dividendes²) s'est établi à 87 % au quatrième trimestre de 2025, en hausse par rapport à 66 % à la période correspondante de 2024.
-
Se reporter à la rubrique « Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières ».
- Le ratio de distribution des dividendes est une mesure financière supplémentaire.
- La dette nette est une mesure de gestion du capital.
- La notice annuelle contient un examen détaillé des données sur les réserves de Freehold aux États-Unis et au Canada, y compris un résumé de l'évaluation des réserves de Freehold et des produits nets futurs connexes, préparé respectivement par RSC Group, Inc. et GLJ Ltd., les évaluateurs de réserves indépendants de Freehold, au 31 décembre 2025. Une copie de la notice annuelle se trouve sur le site Web de Freehold, à l'adresse www.freeholdroyalties.com ou à l'adresse www.sedarplus.ca.
Activités de forage
En 2025, les activités de forage ont visé 1 110 puits bruts (13,3 puits nets) forés sur les terrains visés par des redevances de Freehold, soit une baisse par rapport aux 1 140 puits bruts (20,0 puits nets) forés en 2024. Cette baisse est principalement attribuable à la diminution des activités de forage au Canada, les exploitants réagissant à la baisse des prix des produits de base, et a été en partie contrebalancée par une proportion plus grande des activités de forage réalisées sur des terrains aux États-Unis. Selon le nombre de puits bruts, en 2025, 26 % des nouveaux puits ont été forés au Canada (35 % en 2024) et 74 % aux États-Unis (65 % en 2024), les activités de forage ciblant principalement les biens relatifs au pétrole brut. Bien que les droits de redevances sur les puits nets soient moins élevés qu'au Canada, les puits aux États-Unis produisent environ dix fois plus de volumes que ce que produisent en moyenne les puits au Canada de notre portefeuille. Toutefois, pour un puits aux États-Unis, il peut s'écouler de six à douze mois entre l'obtention du permis initial et la première production, comparativement à trois ou quatre mois au Canada. Les niveaux d'activités visant des puits bruts en 2025 ont été soutenus par l'accroissement de la base d'actifs de la société aux États-Unis, la qualité de ses terrains et la résilience de ses payeurs de redevances dans la gestion des fluctuations des prix des produits de base.
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||
| Puits bruts | Puits nets¹) | Puits bruts | Puits nets¹) | Puits bruts | Puits nets¹) | Puits bruts | Puits nets¹) | |
| Canada | 71 | 2,3 | 110 | 3,6 | 291 | 10,5 | 403 | 17,0 |
| États-Unis | 164 | 0,7 | 178 | 0,6 | 819 | 2,8 | 737 | 3,0 |
| Total | 235 | 3,0 | 288 | 4,2 | 1 110 | 13,3 | 1 140 | 20,0 |
- Les puits nets correspondent à l'agrégation équivalente des nombres obtenus en multipliant chaque puits brut par le pourcentage de droits de redevance
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD. 8
CANADA
En 2025, les activités de forage selon le nombre de puits bruts ont reculé de 28 % par rapport à 2024, les prix de référence de l'AECO élevés ayant réduit les activités de forage visant le gaz naturel. Les principales zones d'intérêt ont été les biens relatifs au pétrole brut à Clearwater, à Mannville (pétrole lourd), à Viking et dans le sud-est de la Saskatchewan. Environ 52 % des puits bruts ont été forés en Alberta et 40 %, en Saskatchewan. Notamment, en 2025, 13 puits bruts ont été forés à Montney et à Duvernay, auxquels s'ajoutent 16 puits pour lesquels un permis a été délivré.
ÉTATS-UNIS
En 2025, 819 puits bruts ont été forés, soit une augmentation de 11 % par rapport à 737 puits bruts en 2024. Cette augmentation est liée à l'acquisition réalisée par Freehold aux États-Unis à la fin de 2024 et à la forte activité de l'industrie dans le bassin permien. Environ 87 % des activités de forage en 2025 ont eu lieu dans le bassin permien et 9 % ont eu lieu dans le bassin Eagle Ford et ont, dans les deux cas, ciblé les biens produisant du pétrole brut.
Résultats d'exploitation et résultats financiers
Production
La production moyenne de Freehold s'est établie à 16 294 bep/j au cours des deux périodes de présentation de l'information financière considérées, soit des hausses respectives de 6 % et de 9 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Ces hausses reflètent la croissance du portefeuille américain de Freehold attribuable aux activités de forage et de complétion de tiers et à l'expansion des actifs de la société aux États-Unis par voie d'acquisitions. La hausse de la production nette de pétrole brut et de LGN a été le principal moteur de la croissance, représentant 66 % de la production totale pour 2025, ce qui correspond à une augmentation par rapport à 64 % en 2024.
Sommaire de la production
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Canada (en bep/j) | 8 594 | 9 437 | -9 % | 8 911 | 9 430 | -6 % |
| États-Unis (en bep/j) | 7 700 | 5 869 | 31 % | 7 383 | 5 532 | 33 % |
| Production totale (en bep/j) | 16 294 | 15 306 | 6 % | 16 294 | 14 962 | 9 % |
Production quotidienne moyenne par type de produit
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Pétrole brut léger et de densité moyenne (en b/j) | 6 456 | 6 296 | 3 % | 6 733 | 6 255 | 8 % |
| Pétrole brut lourd (en b/j) | 1 619 | 1 516 | 7 % | 1 552 | 1 370 | 13 % |
| LGN (en b/j) | 2 690 | 2 066 | 30 % | 2 445 | 1 956 | 25 % |
| Gaz naturel (en kpi³/j) | 33 180 | 32 564 | 2 % | 33 385 | 32 287 | 3 % |
| Production totale (en bep/j) | 16 294 | 15 306 | 6 % | 16 294 | 14 962 | 9 % |
| Pondération des liquides (en %) | 66 % | 65 % | 2 % | 66 % | 64 % | 3 % |
| Nombre de jours dans la période (en jours) | 92 | 92 | 365 | 366 | ||
| Total des volumes au cours de la période (Mbep) | 1,499 | 1,408 | 6 % | 5,947 | 5,476 | 9 % |
CANADA
Au Canada, la production s'est établie en moyenne à 8 594 bep/j et à 8 911 bep/j pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, soit 57 % de pétrole brut et de LGN et 43 % de gaz naturel. Les récentes activités de mise en valeur au Canada ont été axées sur les biens relatifs au pétrole lourd, en particulier dans les régions de Mannville (pétrole lourd) et de Clearwater, où les écarts de prix entre le pétrole lourd canadien et le
WTI se sont renforcés depuis l'achèvement de l'expansion du réseau pipelinier Trans Mountain en 2024. Cette situation a donné lieu à des pondérations plus élevées du pétrole lourd canadien par rapport à la production canadienne totale au cours de la période considérée, comparativement aux périodes correspondantes de 2024. Les baisses de 9 % et de 6 % de la production canadienne au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, comparativement aux périodes correspondantes de 2024, sont principalement attribuables à la diminution des activités de forage dans le secteur au Canada, les exploitants réagissant à la baisse des prix des produits de base.
En 2025, les volumes provenant de l'exploitation se rapportant aux participations directes de Freehold ont été suspendus. La production des puits productifs a contribué à hauteur de 40 bep/j en 2025 et se composait de gaz naturel sec.
Production quotidienne moyenne au Canada par type de produit
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Pétrole brut léger et de densité moyenne (en b/j) | 2 452 | 2 878 | -15 % | 2 675 | 2 984 | -10 % |
| Pétrole brut lourd (en b/j) | 1 619 | 1 516 | 7 % | 1 552 | 1 370 | 13 % |
| LGN (en b/j) | 812 | 869 | -7 % | 829 | 899 | -8 % |
| Gaz naturel (en kpi³/j) | 22 267 | 25 042 | -11 % | 23 132 | 25 063 | -8 % |
| Production totale (en bep/j) | 8 594 | 9 437 | -9 % | 8 911 | 9 430 | -6 % |
| Pondération des liquides (en %) | 57 % | 56 % | 2 % | 57 % | 56 % | 2 % |
ÉTATS-UNIS
La production aux États-Unis s'est établie en moyenne à 7 700 bep/j et à 7 383 bep/j au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, en hausse de 31 % et de 33 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Ces hausses reflètent les ajouts importants provenant d'activités de forage et de complétion réalisées par des tiers ainsi que d'une acquisition aux États-Unis à la fin de 2024.
La production du quatrième trimestre de 2025 comprend environ 400 bep/j liés largement aux ajustements au titre des actifs aux États-Unis acquis à la fin de 2024. Ces ajustements sont liés à la hausse des rendements de gaz naturel et de liquides de gaz naturel et ont été comptabilisés une fois que Freehold a obtenu la validation par l'exploitant et que les produits ont été reçus. Toutes les autres estimations ont été mises à jour pour refléter les nouvelles données.
La production de Freehold aux États-Unis au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées représente environ 47 % et 45 % des volumes de ventes de la société, en hausse de 38 % et de 37 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024, et est composée à environ 77 % de pétrole brut et de LGN et à 23 % de gaz naturel.
Production quotidienne moyenne aux États-Unis par type de produit
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Pétrole brut léger et de densité moyenne (en b/j) | 4 004 | 3 418 | 17 % | 4 058 | 3 271 | 24 % |
| LGN (en b/j) | 1 877 | 1 197 | 57 % | 1 617 | 1 057 | 53 % |
| Gaz naturel (en kpi³/j) | 10 913 | 7 522 | 45 % | 10 249 | 7 224 | 42 % |
| Production totale (en bep/j) | 7 700 | 5 869 | 31 % | 7 383 | 5 532 | 33 % |
| Pondération des liquides (en %) | 76 % | 79 % | -3 % | 77 % | 78 % | -2 % |
9 2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Prix des produits
Pétrole brut
Le prix obtenu par Freehold pour le pétrole brut produit est principalement déterminé en fonction du prix du WTI en dollars américains, le prix réalisé au Canada étant ajusté en fonction de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain, des écarts de qualité et du fait que des frais de transport liés à l'acheminement du produit vers les points d'établissement des prix aux États-Unis. Pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, le prix moyen du WTI s'est établi à 59,14 $ US/b et à 64,81 $ US/b, en baisse de 16 % et de 14 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024.
Au Canada, les prix du Western Canadian Select (« WCS ») se sont établis en moyenne à 66,89 $/b et à 75,06 $/b pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, en baisse de 17 % et de 10 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Bien que ces prix inférieurs reflètent l'incidence de la baisse des prix de référence du WTI, les écarts de prix du pétrole lourd canadien se sont resserrés au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Cette compression est attribuable à l'augmentation de la capacité des pipelines après l'achèvement de l'expansion du réseau Trans Mountain en mai 2024, à la forte demande sur les marchés mondiaux de pétrole brut lourd des raffineurs américains conjuguée à la baisse des importations américaines de pétrole brut lourd en provenance du Mexique, ainsi qu'au resserrement des sanctions contre le Venezuela, qui a réduit la disponibilité mondiale de barils de qualité similaire. Les prix de référence du pétrole canadien au cours du quatrième trimestre ont également subi l'impact de l'affaiblissement du dollar américain comparativement au même trimestre de 2024. Les prix moyens du pétrole léger non sulfuré se sont établis à 76,57 $/b et à 85,63 $/b pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, en baisse de 19 % et de 12 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024.
Gaz naturel
Pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, le prix au comptant moyen de l'indice AECO 5A s'est établi à 2,23 $/kpi³ et à 1,68 $/kpi³, en hausse de 51 % et de 15 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Les prix des contrats sur le gaz naturel à la NYMEX ont également augmenté, de 29 % et de 51 %, pour s'établir à 3,68 $ US le kpi³ et à 3,55 $ US le kpi³. Les prix AECO se sont considérablement raffermis par rapport au trimestre précédent, soutenus par la demande saisonnière hivernale qui a réduit les niveaux de stockage et par le train 1 et le train 2 de LNG Canada, tous deux opérationnels au cours du quatrième trimestre de 2025. Les indices de référence plus généraux du gaz naturel en Amérique du Nord se sont raffermis en raison de la réduction des niveaux de stockage et de l'augmentation des exportations américaines de LGN, y compris le projet Plaquemines qui est entré en service en 2024.
Prix de référence moyens
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Pétrole brut West Texas Intermediate (en $ US/b) | 59,14 $ | 70,27 $ | -16 % | 64,81 $ | 75,72 $ | -14 % |
| Cours de change ($ CA/$ US) | 1,39 | 1,40 | -1 % | 1,40 | 1,37 | 2 % |
| Pétrole brut léger non sulfuré à Edmonton (en $ CA/b) | 76,57 $ | 94,90 $ | -19 % | 85,63 $ | 97,55 $ | -12 % |
| Pétrole brut Western Canadian Select (en $ CA/b) | 66,89 $ | 80,75 $ | -17 % | 75,06 $ | 83,52 $ | -10 % |
| Gaz naturel au NYMEX (en $ US/kpi²) | 3,68 $ | 2,86 $ | 29 % | 3,55 $ | 2,35 $ | 51 % |
| Prix de référence mensuel AECO 5A (en $ CA/kpi²) | 2,23 $ | 1,48 $ | 51 % | 1,68 $ | 1,46 $ | 15 % |
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Prix réalisés
À mesure que Freehold a élargi son portefeuille de redevances aux États-Unis, ses prix réalisés globaux se sont raffermis par rapport aux prix de référence du pétrole brut, les prix de la production de pétrole brut aux États-Unis se rapprochant davantage des prix de référence du WTI que des prix réduits au Canada en raison des frais de transport et des écarts de qualité du pétrole brut. En outre, une pondération en pétrole brut plus élevée dans le portefeuille des États-Unis qu'au Canada a fait en sorte que Freehold a reçu des primes de prix de 29 % et de 35 % pour ses volumes aux États-Unis par rapport à ses volumes au Canada au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées. Malgré ces primes et l'expansion qui se poursuit aux États-Unis, la baisse des prix de référence du pétrole brut s'est traduite par des prix de vente moyens de 45,88 $/bep et à 51,07 $/bep au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, soit des baisses de 15 % et de 8 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024.
Sommaire des prix moyens réalisés
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Pétrole brut (en $/b) | 75,84 $ | 90,46 $ | -16 % | 83,48 $ | 94,25 $ | -11 % |
| LGN (en $/b) | 27,52 $ | 36,48 $ | -25 % | 33,16 $ | 37,96 $ | -13 % |
| Pétrole brut et LGN (en $/b) | 63,77 $ | 79,17 $ | -19 % | 72,01 $ | 82,76 $ | -13 % |
| Gaz naturel (en $/kpi³) | 1,84 $ | 1,27 $ | 45 % | 1,78 $ | 1,25 $ | 43 % |
| Équivalent pétrole (en $/bep) | 45,88 $ | 53,80 $ | -15 % | 51,07 $ | 55,68 $ | -8 % |
CANADA
Le prix de vente moyen réalisé par Freehold au Canada s'est établi à 40,50 $/bep et à 44,17 $/bep au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, en baisse de 13 % et de 8 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Ces baisses reflètent l'incidence de la diminution du prix de référence du WTI, malgré le rétrécissement des écarts par rapport aux prix de référence du pétrole brut canadien, plus particulièrement pour le WCS, et l'augmentation de la pondération des liquides, composée en grande partie de pétrole lourd.
Les prix réalisés par Freehold au Canada pour le pétrole brut et les LGN se sont établis en moyenne à 63,70 $/b et à 71,36 $/b au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, en baisse de 19 % et de 12 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Le prix moyen réalisé du gaz naturel s'est établi à 1,66 $/kpi³ et à 1,42 $/kpi³ au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, soit environ 67 % et 21 % de plus qu'au cours des périodes correspondantes de 2024, le quatrième trimestre de 2025 ayant bénéficié de produits supplémentaires modestes à partir de septembre, tel qu'estimé précédemment, lorsque l'AECO a atteint son plus bas niveau depuis plusieurs années.
Prix moyens réalisés au Canada
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Pétrole brut (en $/b) | 68,55 $ | 84,73 $ | -19 % | 76,49 $ | 87,37 $ | -12 % |
| LGN (en $/b) | 39,35 $ | 48,09 $ | -18 % | 45,18 $ | 49,76 $ | -9 % |
| Pétrole brut et LGN (en $/b) | 63,70 $ | 78,69 $ | -19 % | 71,36 $ | 80,92 $ | -12 % |
| Gaz naturel (en $/kpi³) | 1,66 $ | 1,00 $ | 67 % | 1,42 $ | 1,17 $ | 21 % |
| Équivalent pétrole (en $/bep) | 40,50 $ | 46,53 $ | -13 % | 44,17 $ | 48,18 $ | -8 % |
ÉTATS-UNIS
Les prix de vente moyens réalisés de Freehold aux États-Unis se sont établis à 51,89 $/bep et à 59,39 $/bep au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, en baisse de 21 % et de 13 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024, ce qui reflète un prix du WTI moins élevé, des rendements de LGN plus élevés et des volumes de gaz naturel supplémentaires. Le prix réalisé pour les LGN s'est établi à 22,40 $/b et à 27,00 $/b pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, soit une diminution de
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
20 % et de 3 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Le marché des LGN a connu une baisse des prix jusqu'à la fin de 2025 en raison des niveaux de production élevés dans le secteur, des stocks excédentaires et d'un début d'hiver doux. Le prix moyen réalisé par Freehold pour le gaz naturel aux États-Unis s'est établi à 2,58 $/kpi³ en 2025, en hausse de 69 % par rapport à 2024 en raison de la capacité d'exportation supplémentaire de LGN aux États-Unis. Au quatrième trimestre, les sorties de gaz naturel à partir du bassin permien sont restées limitées et soumises à un écart important, ce qui a eu une incidence sur le prix réalisé par Freehold pour le gaz naturel aux États-Unis. Une capacité des pipelines supplémentaire devrait être mise en service à la fin de 2026.
Prix moyens réalisés aux États-Unis (en dollars canadiens)
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | Variation | 2025 | 2024 | Variation | |
| Pétrole brut (en $/b) | 83,26 $ | 97,82 $ | -15 % | 90,77 $ | 103,42 $ | -12 % |
| LGN (en $/b) | 22,40 $ | 28,06 $ | -20 % | 27,00 $ | 27,92 $ | -3 % |
| Pétrole brut et LGN (en $/b) | 63,83 $ | 79,72 $ | -20 % | 72,60 $ | 84,98 $ | -15 % |
| Gaz naturel (en $/kpi³) | 2,21 $ | 2,17 $ | 2 % | 2,58 $ | 1,52 $ | 69 % |
| Équivalent pétrole (en $/bep) | 51,89 $ | 65,48 $ | -21 % | 59,39 $ | 66,48 $ | -13 % |
Redevances et autres produits
Pour 2025, les redevances et autres produits se sont élevés à 313,5 millions de dollars, ce qui représente une légère hausse de 1 % par rapport à 2024. Cette augmentation reflète la hausse de la production, l'augmentation des prix obtenus pour le gaz naturel et l'accroissement de la contrepartie sous forme de primes et des produits tirés des concessions minières, partiellement contrebalancés par la diminution des prix de référence du pétrole brut. Au quatrième trimestre de 2025, les redevances et autres produits de 69,8 millions de dollars ont diminué de 9 % par rapport à ceux du trimestre correspondant de 2024, reflétant la baisse des prix moyens réalisés pour les liquides en dépit de l'augmentation de la production. Pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, le pétrole brut représente 82 % et 83 %, respectivement, des produits pétroliers et gaziers, comparativement à 86 % pour les périodes correspondantes de 2024, ce qui reflète la diminution des prix de référence du pétrole brut.
La principale source de produits de Freehold découle de la production provenant des droits de redevance. Toutefois, les redevances et autres produits ont également compris des contreparties sous forme de primes et des produits tirés des concessions minières qui ont atteint des niveaux records, soit 8,0 millions de dollars, en hausse de 161 % par rapport à 2024. En 2025, Freehold a conclu 116 nouveaux accords visant des concessions minières (91 au Canada et 25 aux États-Unis) avec de nombreuses contreparties. La plupart des accords conclus aux États-Unis visaient les terrains conférant des droits miniers dans le bassin permien de Freehold et la plupart des accords conclus au Canada visaient la région du sud-est de la Saskatchewan.
Sommaire des redevances et autres produits
| (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Canada | 32 827 $ | 41 463 $ | 147 786 $ | 169 800 $ |
| États-Unis | 36 932 | 35 398 | 165 674 | 139 680 |
| Redevances et autres produits | 69 759 $ | 76 861 $ | 313 460 $ | 309 480 $ |
| Par bep (en $) | 46,54 $ | 54,59 $ | 52,71 $ | 56,52 $ |
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Redevances et autres produits par catégorie
| (en milliers de dollars) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Droits de redevance | 69 279 $ | 76 113 $ | 305 431 $ | 306 403 $ |
| Contreparties sous forme de primes et produits tirés des concessions minières | 480 | 748 | 8 029 | 3 077 |
| Redevances et autres produits | 69 759 $ | 76 861 $ | 313 460 $ | 309 480 $ |
Redevances et autres produits par type
| (en milliers de dollars) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Pétrole brut | 56 342 $ | 65 013 $ | 252 459 $ | 263 018 $ |
| Liquides de gaz naturel | 6 810 | 6 933 | 29 598 | 27 183 |
| Gaz naturel | 5 623 | 3 802 | 21 655 | 14 733 |
| Potasse | 504 | 365 | 1 719 | 1 469 |
| Contreparties sous forme de primes et produits tirés des concessions minières | 480 | 748 | 8 029 | 3 077 |
| Redevances et autres produits | 69 759 $ | 76 861 $ | 313 460 $ | 309 480 $ |
Frais généraux et administratifs
Freehold dispose d'un groupe d'expansion des affaires qui se consacre à l'acquisition et à la mise en valeur de ses actifs futurs et existants ainsi qu'une équipe consacrée à l'administration des terrains, à la comptabilité et à l'audit pour administrer et percevoir les paiements de redevances, y compris des systèmes de suivi des activités de mise en valeur sur ses terrains visés par des redevances. Les frais généraux et administratifs comprennent les coûts directement facturés en plus des coûts engagés précédemment par le gestionnaire et facturés à Freehold (se reporter à la rubrique « Transactions entre parties liées »). En 2025, Freehold a fourni l'avis de résiliation de la convention de gestion (se reporter à la rubrique « Résiliation de la convention de gestion »), en vigueur à la date de résiliation. Freehold n'était pas tenue de payer des frais de résiliation relativement à la résiliation de la convention de gestion. La résiliation de la convention de gestion ne devrait pas avoir d'incidence importante sur la structure future des frais généraux et administratifs de Freehold. À compter du 1er janvier 2026, tous les frais généraux et administratifs seront directement engagés et payés par Freehold et ne dépendront plus du gestionnaire.
Dans les périodes de présentation de l'information financière considérées, les frais généraux et administratifs de 6,2 millions de dollars et de 19,1 millions de dollars ont augmenté de 46 % et de 17 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024, principalement en raison des coûts de restructuration liés à la résiliation de la convention de gestion.
Les frais généraux et administratifs par bep pour l'exercice clos en 2025 se sont établis à 3,21 $ par bep, soit une augmentation de 8 % par rapport à la période correspondante de 2024.
| (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Frais généraux et administratifs avant les des coûts inscrits à l'actif et les recouvrements des coûts indirects | 7 029 $ | 5 008 $ | 23 013 $ | 19 943 $ |
| Moins : coûts inscrits à l'actif et recouvrements des coûts indirects | (812) | (762) | (3 894) | (3 604) |
| Frais généraux et administratifs | 6 217 $ | 4 246 $ | 19 119 $ | 16 339 $ |
| Par bep (en $) | 4,15 $ | 3,02 $ | 3,21 $ | 2,98 $ |
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Impôt sur la production et impôt sur la valeur
Des impôts sur la production et des impôts sur la valeur au niveau de l'État sont engagés aux États-Unis et se rapportent à la valeur des biens et aux revenus. Les charges de 2,8 millions de dollars et de 11,7 millions de dollars ont augmenté de 37 % et de 29 % par rapport à celles des périodes correspondantes de 2024. Ces hausses reflètent le portefeuille de Freehold aux États-Unis et la hausse correspondante des produits provenant des redevances au Texas. L'État du Texas ne prélève pas d'impôt sur le revenu des sociétés, mais perçoit des impôts fonciers, prélevés localement par les comtés, d'après la valeur marchande des participations donnant droit à des redevances détenues par Freehold.
| (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Impôt sur la production et impôt sur la valeur | 2 786 $ | 1 985 $ | 11 727 $ | 9 013 $ |
| Par bep (en $) | 1,86 $ | 1,41 $ | 1,97 $ | 1,65 $ |
Intérêts et financement
Les charges d'intérêts sur la dette à long terme ont augmenté en 2025 par rapport à 2024 en raison de la hausse du niveau moyen de la dette contractée en décembre 2024 pour financer une partie de l'acquisition aux États-Unis pour un coût total de 261,4 millions de dollars (185,1 millions de dollars américains), partiellement contrebalancée par un taux d'emprunt moins élevé. Le taux d'intérêt effectif moyen des périodes de présentation de l'information financière considérées sur les avances consenties aux termes des facilités de crédit engagées de Freehold s'est établi à 4,9 % et à 5,5 % (6,2 % et 6,4 % pour les périodes correspondantes de 2024).
En 2025, Freehold a renouvelé sa convention de facilités de crédit (se reporter à la rubrique « Activités de financement »), ce qui a entraîné des frais de financement qui seront amortis sur la durée du renouvellement, en tant que charges financières sans effet sur la trésorerie.
| (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Intérêts sur la dette à long terme | 3 831 $ | 3 762 $ | 17 491 $ | 15 090 $ |
| Désactualisation sans effet sur la trésorerie et charges financières¹⁾ | 238 | 134 | 886 | 326 |
| Charges d'intérêts et charges financières | 4 069 $ | 3 896 $ | 18 377 $ | 15 416 $ |
| Par bep - charge ayant un effet sur la trésorerie (en $) | 2,56 $ | 2,67 $ | 2,94 $ | 2,76 $ |
- Comprend la désactualisation des passifs pour démantèlement, l'obligation locative et l'amortissement des frais de financement différés de Freehold
Frais de gestion
Le gestionnaire percevait anciennement des frais de gestion trimestriels que Freehold avait le droit de régler au moyen d'un règlement en trésorerie ou de l'émission d'actions ordinaires de Freehold. Conformément à la convention de gestion, les frais de gestion correspondaient à l'équivalent de 5 500 actions ordinaires de Freehold par trimestre pour les périodes antérieures à l'avis de résiliation. Freehold avait antérieurement choisi de régler ces frais de gestion au moyen de paiements en trésorerie. Les frais de gestion ne sont plus engagés depuis l'avis de résiliation de la convention de gestion (se reporter à la rubrique « Résiliation de la convention de gestion »).
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Frais de gestion (en milliers de dollars) | - $ | 71 $ | 91 $ | 303 $ |
| Par bep (en $) | - $ | 0,05 $ | 0,02 $ | 0,06 $ |
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Rémunération fondée sur des actions
Les régimes d'attributions de Freehold se composent d'unités d'actions liées au rendement (« UALR ») et d'unités d'actions assujetties à des restrictions (« UAR ») attribuées aux employés aux termes d'un régime d'attribution d'unités d'actions (le « régime d'attribution d'actions ») et d'attributions d'unités d'actions différées (« UAD ») et d'unités d'actions assujetties à des restrictions à l'intention des administrateurs (« UARA ») aux administrateurs non membres de la direction de Freehold aux termes d'un régime d'attribution d'unités d'actions différées et assujetties à des restrictions (le « régime d'attribution à l'intention des administrateurs » et, collectivement avec le régime d'attribution d'actions, les « régimes d'attributions »). Les régimes d'attributions sont comptabilisés comme prévoyant un règlement en trésorerie au cours des périodes d'acquisition des droits.
La charge de rémunération fondée sur des actions fluctue en fonction du cours de l'action de Freehold à la clôture de la période, des unités en cours aux termes des régimes d'attribution et des multiplicateurs d'UALR estimés. La charge de rémunération fondée sur des actions s'est établie à 2,7 millions de dollars et à 6,9 millions de dollars au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, en hausse par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Ces augmentations reflètent des améliorations du cours de l'action de Freehold et des multiplicateurs liés au rendement.
En 2025, Freehold a versé aux employés et aux administrateurs non-membres de la direction une rémunération fondée sur des actions de 3,9 millions de dollars, soit une baisse par rapport à la période correspondante de 2024, qui reflète une valeur d'attribution moins élevée au moment du règlement. Le paiement de 0,7 million de dollars effectué au quatrième trimestre de 2025 correspond au règlement des UAD détenues par un administrateur parti à la retraite.
| (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Rémunération fondée sur des actions | 2 727 $ | (1 063) $ | 6 918 $ | 2 928 $ |
| Paiement en trésorerie au titre de la rémunération fondée sur des actions | ||||
| Inscrit dans les charges d'exploitation | 702 $ | - $ | 3 112 $ | 6 054 $ |
| Inscrit à l'actif | - | - | 804 | 1 433 |
| Total du | 702 $ | - $ | 3 916 $ | 7 487 $ |
| Paiement en trésorerie d'exploitation au titre de la rémunération fondée sur des actions par bep (en $) | 0,47 $ | - $ | 0,52 $ | 1,11 $ |
Le tableau qui suit présente les octrois et les unités en cours au titre des régimes d'attribution :
| UAR | UALR | UAD | UARA | |
|---|---|---|---|---|
| Attributions octroyées au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2025 | 146 346 | 248 582 | 49 650 | 29 710 |
| Solde en cours au 31 décembre 2025 | 201 821 | 421 308 | 608 776 | 52 226 |
| Solde en cours au 11 mars 2026 | 200 170 | 452 975 | 646 038 | 54 347 |
Après la date de résiliation (se reporter à la rubrique « Résiliation de la convention de gestion »), les employés qui faisaient auparavant partie du personnel de Rife Resources Ltd. (« Rife ») sont devenus des employés directement de Freehold ou de Rife. Les employés de Rife détenaient 34 355 unités en cours dans le cadre des régimes d'attributions (soit 8 268 UAR et 26 087 UALR) au 31 décembre 2025, qui ont ensuite fait l'objet d'une renonciation.
Les unités d'attribution d'actions du gestionnaire détenues par les employés de Freehold au 31 décembre 2025 ont également fait l'objet d'une renonciation par la suite. Afin de compenser cette perte, des unités d'attribution d'actions supplémentaires ont été attribuées aux employés de Freehold touchés. En conséquence, après le 31 décembre 2025, Freehold a émis 82 991 unités dans le cadre des régimes d'attributions (soit 13 877 UAR et 69 114 UALR). L'incidence de cette attribution, déduction faite des renonciations des employés de Rife, après le
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
31 décembre 2025, a été une augmentation de 1,1 million de dollars du passif au titre de la rémunération fondée sur des actions.
Revenus nets et coûts décaissés
Les revenus nets¹⁾ permettent à Freehold de comparer les variations des prix des produits de base et de sa structure de coûts ayant un effet sur la trésorerie par rapport aux périodes précédentes. Les revenus nets¹⁾ de Freehold ont totalisé 37,42 $/bep et 43,94 $/bep au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, en baisse de 21 % et de 8 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Ces diminutions reflètent la baisse des prix du pétrole brut et des LGN moyens réalisés. La diminution au quatrième trimestre rend également compte du règlement d'UAD détenues par un administrateur parti à la retraite et d'indemnités de cessation d'emploi.
| (en $/bep) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Redevances et autres produits | 46,54 $ | 54,59 $ | 52,71 $ | 56,52 $ |
| Impôt sur la production et impôt sur la valeur | (1,86) | (1,41) | (1,97) | (1,65) |
| Revenus nets¹⁾ | 44,68 $ | 53,18 $ | 50,74 $ | 54,87 $ |
| Moins : | ||||
| Frais généraux et administratifs | (4,15) $ | (3,02) $ | (3,21) $ | (2,98) $ |
| Charges d'exploitation²⁾ | (0,08) | (0,19) | (0,11) | (0,19) |
| Charges d'intérêts et de financement ayant un effet sur la trésorerie | (2,56) | (2,67) | (2,94) | (2,76) |
| Frais de gestion | - | (0,05) | (0,02) | (0,06) |
| Règlement en trésorerie sur la rémunération fondée sur des actions | (0,47) | - | (0,52) | (1,11) |
| Coûts décaissés¹⁾ | (7,26) $ | (5,93) $ | (6,80) $ | (7,10) $ |
| Revenus nets¹⁾ | 37,42 $ | 47,25 $ | 43,94 $ | 47,77 $ |
- Se reporter à la rubrique « Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières ».
- Les charges d'exploitation se rapportent aux biens visés par une participation directe, lesquels ont récemment été mis hors service.
Épuisement et amortissement
Les participations dans des biens pétroliers et gaziers, y compris les coûts d'acquisition, et les frais généraux et administratifs directement attribuables sont amortis selon la méthode des unités de production en fonction des réserves de pétrole et de gaz naturel prouvés et probables estimées.
La charge d'épuisement et d'amortissement pour 2025 s'est établie à 108,5 millions de dollars, en hausse de 7 % par rapport à 2024 en raison de la hausse de la production. Pour le quatrième trimestre de 2025, la charge d'épuisement et d'amortissement s'est élevée à 27,1 millions de dollars, ce qui correspond à celle de la période correspondante de 2024.
| (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Épuisement et amortissements | 27 112 $ | 27 151 $ | 108 503 $ | 101 409 $ |
| Par bep (en $) | 18,09 $ | 19,28 $ | 18,24 $ | 18,52 $ |
Écart de change
Freehold a des soldes intersociétés avec ses filiales américaines qui découlent du financement de plusieurs acquisitions de redevances aux États-Unis. Bien que ces soldes soient éliminés au moment de la consolidation, l'écart de change des soldes intragroupes détenus par la société mère canadienne est comptabilisé à titre d'écart de change dans le bénéfice net. La réévaluation par la filiale américaine est comptabilisée dans les autres éléments du résultat global en raison du fait que les monnaies fonctionnelles de ces entités sont différentes. Ces positions intersociétés sont réévaluées au cours de change pertinent à chaque clôture, en plus des variations de l'équivalent en dollars canadiens de la partie de la dette à long terme de Freehold libellée en dollars américains.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Depuis le 31 décembre 2024, le dollar américain s'est déprécié par rapport au dollar canadien, ce qui a donné lieu à des pertes de change sur le billet intersociétés détenu par la société mère canadienne pour les périodes de présentation de l'information financière considérées. La réévaluation du billet intersociétés n'a pas eu d'incidence sur le résultat global total, puisque la perte incluse dans le bénéfice net est contrebalancée par le profit sur le montant intersociétés à payer détenu par la filiale américaine, tel qu'il est inclus dans les autres éléments du résultat global.
| (en milliers de dollars) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Perte (profit) de change | ||||
| Billet intersociétés | 7 819 $ | (25 012) $ | 27 128 $ | (31 626) $ |
| Dette à long terme | 156 | 2 215 | (2 661) | 3 279 |
| 7 975 $ | (22 797) $ | 24 467 $ | (28 347) $ |
Dépréciation
Au 31 décembre 2025, la société a évalué la valeur comptable de ses unités génératrices de trésorerie (« UGT ») liées aux redevances et de ses actifs de prospection et d'évaluation aux États-Unis et au Canada afin de déterminer s'il existait des indices de dépréciation et a conclu qu'une estimation de la valeur recouvrable n'était pas requise pour aucune des UGT.
Impôt sur le résultat
Le bénéfice imposable de Freehold est fondé sur les produits moins les charges déductibles, y compris les déductions au titre des comptes fiscaux. Pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, la charge d'impôt exigible de 4,6 millions de dollars et de 24,8 millions de dollars a diminué de 10 % et de 18 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Ces réductions reflètent largement les modifications de la législation fiscale des États-Unis, récemment adoptées en vertu de la loi intitulée One Big Beautiful Bill Act (« OBBBA »), qui prévoyaient des déductions fiscales supplémentaires, qui devraient continuer de bénéficier à Freehold dans les années à venir. Pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, la charge d'impôt différé de 0,1 million de dollars et de 7,0 millions de dollars a diminué par rapport à celle de 6,9 millions de dollars et de 11,7 millions de dollars inscrite pour les périodes correspondantes de 2024, en raison surtout des pertes de change, contrebalancées en partie par l'incidence de l'OBBBA.
| (en milliers de dollars) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Charge d'impôt exigible | 4 581 $ | 5 069 $ | 24 826 $ | 30 182 $ |
| Charge d'impôt différé | 97 | 6 911 | 6 997 | 11 729 |
| Impôt sur le résultat | 4 678 $ | 11 980 $ | 31 823 $ | 41 911 $ |
Montants des cotisations établies par l'ARC
L'Agence du revenu du Canada (« ARC ») a établi une cotisation à l'égard des déclarations de revenus de Freehold d'années antérieures, refusant des pertes autres qu'en capital de 222 millions de dollars (les « cotisations »). Aux termes des cotisations, les pertes autres qu'en capital refusées ont donné lieu à des impôts, à des intérêts et à des pénalités d'un montant total estimé à 62 millions de dollars. Freehold a contesté les cotisations, ce qui l'a obligée à verser des acomptes totalisant 30,9 millions de dollars aux 31 décembre 2025 et 2024. En 2024, l'ARC a émis un avis de confirmation relatif aux cotisations. Freehold a déposé un avis d'appel auprès de la Cour canadienne de l'impôt.
Freehold a reçu un avis juridique indiquant qu'elle devrait avoir le droit de déduire les pertes autres qu'en capital, et à ce titre, elle s'attend à pouvoir défendre avec succès les positions fiscales adoptées dans ses déclarations
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
produites. En cas d'échec, des intérêts supplémentaires d'environ 11,4 millions de dollars au 31 décembre 2025 seraient à payer.
Comptes fiscaux
Freehold a le droit de demander des déductions fiscales sur ses biens relatifs au pétrole brut et au gaz naturel selon des taux prescrits. Les comptes fiscaux de Freehold ont diminué, passant de 1,2 milliard de dollars à la fin de 2024 à 1,1 milliard de dollars à la fin de 2025, principalement en raison des déductions fiscales. Les comptes fiscaux au 31 décembre 2025 comprennent les pertes d'exploitation nettes aux États-Unis qui peuvent être reportées indéfiniment. Les comptes fiscaux de Freehold sont résumés ci-dessous :
| (en milliers de dollars) | Exercices clos les 31 décembre | |
|---|---|---|
| 2025 | 2024 | |
| Canada | ||
| Frais à l'égard de biens relatifs au pétrole brut et au gaz naturel | 376 728 | 414 576 |
| Frais de mise en valeur | 2 715 | 3 879 |
| Amortissement fiscal | 2 004 | 2 157 |
| Frais d'émission d'actions et frais de financement | 6 008 | 8 884 |
| États-Unis | ||
| Épuisement | 635 456 | 755 511 |
| Pertes d'exploitation nettes | 17 238 | - |
| Autres | 24 999 | 32 825 |
| Total | 1 065 148 | 1 217 832 |
Bénéfice net et résultat global
Pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, Freehold a dégagé un bénéfice net de 14,1 millions de dollars et de 91,8 millions de dollars, en baisse de 72 % et de 39 % par rapport aux périodes correspondantes de 2024. Ces baisses sont largement attribuables à des pertes de change de 8,0 millions de dollars et de 24,5 millions de dollars pour les périodes de présentation de l'information financière considérées, comparativement à des profits de change de 22,8 millions de dollars et de 28,3 millions de dollars pour les périodes correspondantes de 2024. Le résultat global a également diminué au cours des périodes de présentation de l'information financière considérées, par rapport aux périodes correspondantes de 2024, en raison des écarts de conversion découlant de la réévaluation en dollars canadiens de la filiale américaine en propriété exclusive de Freehold. Il n'y a pas d'incidence consolidée de la réévaluation du billet intersociétés liée au change, puisqu'une réévaluation compensatoire équivalente est incluse dans le résultat global.
| (en milliers de dollars, sauf par action) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Bénéfice net | 14 081 $ | 51 123 $ | 91 781 $ | 149 446 $ |
| Par action, de base (en $) | 0,09 $ | 0,33 $ | 0,56 $ | 0,99 $ |
| Par action, après dilution (en $) | 0,09 $ | 0,33 $ | 0,56 $ | 0,98 $ |
| Résultat global | 8 458 $ | 69 520 $ | 76 013 $ | 172 464 $ |
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Situation de trésorerie et sources de financement
Nous définissons le capital (et la structure du capital) comme étant la dette à long terme, les capitaux propres et le fonds de roulement. Nous conservons le fonds de roulement principalement pour le financement de dépenses d'investissement ou d'acquisitions, le versement des dividendes, les rachats d'actions et les remboursements sur la dette bancaire. Nous gérons notre structure du capital en tenant compte des activités d'exploitation, des niveaux d'endettement, des dividendes, de l'accès aux marchés financiers et des activités d'acquisition et de dessaisissement.
Activités d'exploitation
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation et fonds provenant des activités d'exploitation
Nous considérons les fonds provenant des activités d'exploitation comme une mesure clé de la performance d'exploitation, car ils démontrent la capacité de Freehold à verser des dividendes, à financer des acquisitions, à effectuer des rachats d'actions et à rembourser sa dette. Nous croyons que cette mesure fournit une évaluation utile des activités de Freehold sur une base continue en éliminant certaines charges n'ayant pas d'effet sur la trésorerie. Les fonds provenant des activités d'exploitation par action sont calculés en fonction du nombre moyen pondéré des actions en circulation comme dans le calcul du bénéfice net par action.
Pour l'exercice clos le 31 décembre 2025, les fonds provenant des activités d'exploitation ont augmenté au total pour atteindre 234,6 millions de dollars (1,43 $ par action), contre 231,0 millions de dollars (1,53 $ par action) pour la période correspondante de 2024. Cette augmentation est attribuable à la hausse des produits et à la baisse de l'impôt exigible et des règlements au titre de la rémunération fondée sur des actions. Pour le quatrième trimestre de 2025, les fonds provenant des activités d'exploitation ont diminué pour s'établir à 51,1 millions de dollars (0,31 $ par action), contre 61,3 millions de dollars (0,40 $ par action) pour la période correspondante de 2024. Cette diminution est attribuable à la baisse des produits et à l'augmentation du total des coûts décaissés.
Les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation pour les périodes de présentation de l'information financière considérées de 55,0 millions de dollars et de 235,4 millions de dollars ont diminué de 7 % et augmenté de 5 % par rapport à ceux des périodes correspondantes de 2024, ce qui est conforme aux variations des fonds provenant des activités d'exploitation et est ajusté pour tenir compte des éléments hors trésorerie du fonds de roulement d'exploitation.
Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation et fonds provenant des activités d'exploitation
| (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation | 55 014 $ | 59 121 $ | 235 375 $ | 223 334 $ |
| Fonds provenant des activités d'exploitation | 51 068 $ | 61 332 $ | 234 572 $ | 230 975 $ |
| Par action - de base (en $) [1,2] | 0,31 $ | 0,40 $ | 1,43 $ | 1,53 $ |
- Calculé en fonction du nombre moyen pondéré de base d'actions en circulation au cours de la période
- Les fonds provenant des activités d'exploitation par action constituent une mesure financière supplémentaire
Fonds de roulement
Nous conservons le fonds de roulement (calculé comme étant les actifs courants, moins les passifs courants) principalement pour financer les dividendes, les acquisitions, les dépenses, les rachats d'actions et les remboursements sur la dette à long terme. Dans le secteur pétrolier et gazier, les débiteurs se rapportant à des partenaires du secteur sont habituellement réglés les mois suivants. Toutefois, en raison de l'administration des redevances, les paiements aux titulaires des redevances sont souvent retardés plus longtemps. De plus, le fonds de roulement peut fluctuer considérablement en raison des variations de la production et des prix des produits de base à chaque clôture de la période. Les variations des dividendes déclarés et le délai entre le moment où un
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passif est comptabilisé, comme les impôts exigibles, et les versements connexes sont effectués peuvent également avoir une incidence sur le fonds de roulement.
Le fonds de roulement au 31 décembre 2025 était de 14,6 millions de dollars, en baisse de 21 % ou de 4,0 millions de dollars par rapport à celui au 31 décembre 2024, reflétant la baisse des prix moyens du pétrole brut et des liquides de gaz naturel.
Fonds de roulement
| (en milliers de dollars) | Au 31 décembre | Au 31 décembre |
|---|---|---|
| 2025 | 2024 | |
| Fonds de roulement^{1)} | 14 602 $ | 18 588 $ |
- Le fonds de roulement est une mesure de gestion du capital.
Activités de financement
Dette à long terme
En 2025, Freehold a renouvelé et modifié ses facilités de crédit auprès d'un consortium de quatre banques canadiennes. Les facilités de crédit modifiées prévoient notamment l'augmentation du montant disponible, qui est passé de 450 millions de dollars à 500 millions de dollars. Les facilités de crédit comprennent une facilité de crédit renouvelable engagée (la « facilité de crédit renouvelable ») de 480 millions de dollars et une facilité de crédit d'exploitation (la « facilité de crédit d'exploitation » et, collectivement avec la facilité de crédit renouvelable, les « facilités de crédit ») de 20 millions de dollars. Les prélèvements sur chaque facilité peuvent être effectués en dollars canadiens ou américains. La convention de crédit prévoit une augmentation permise de la facilité de crédit renouvelable de 100 millions de dollars supplémentaires, sous réserve du consentement des prêteurs. Les facilités de crédit viennent à échéance le 13 novembre 2028. Les facilités de crédit sont garanties par une débenture remboursable à vue et garantie par des charges de premier rang de 800 millions de dollars gravant la totalité des biens donnant droit à des redevances canadiens de Freehold et par des titres hypothécaires à taux fixe gravant certains biens donnant droit à des redevances américains et les réserves productives et mises en valeur prouvées connexes.
Les emprunts, pour ce qui est des prélèvements libellés en dollars canadiens et américains, portent intérêt au taux des opérations de pension à un jour et au taux de financement à un jour garanti, respectivement, ou au taux préférentiel du prêteur majoré des marges et des commissions d'engagement applicables.
Clauses restrictives de nature financière
| Description de la clause restrictive^{1)} | 31 décembre | |
|---|---|---|
| Ratio | 2025 | |
| Dette à long terme par rapport au BAIIA lié aux redevances | Maximum 3,5 :1 | 1,0 :1 |
| Dette à long terme par rapport au total de la structure du capital | Maximum 55 % | 22 % |
- Les modalités sont définies dans la convention de facilité de crédit.
La convention de crédit de Freehold comprend, entre autres obligations de faire, deux clauses restrictives de nature financière auxquelles Freehold se conformait au 31 décembre 2025. Freehold prévoit qu'elle continuera à se conformer à toutes les clauses restrictives trimestriellement pour au moins le prochain exercice, selon sa meilleure estimation actuelle des résultats d'exploitation.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Dette à long terme
| (en milliers de dollars) | Au 31 décembre | |
|---|---|---|
| 2025 | 2024 | |
| Prélèvement en dollars canadiens | 284 850 $ | 201 754 $ |
| Prélèvements en dollars américains (néant [70,0 millions de dollars américains au 31 décembre 2024]) | - | 100 723 |
| Partie non amortie des frais de financement différés | (1 997) | (1 623) |
| Dette à long terme | 282 853 $ | 300 854 $ |
Dette nette
Au 31 décembre 2025, la dette nette a diminué de 14,0 millions de dollars, ou 5 %, passant de 282,3 millions de dollars au 31 décembre 2024 à 268,3 millions de dollars, en raison principalement du remboursement sur la dette à long terme.
Le ratio de la dette nette sur les fonds provenant des activités d'exploitation pour les 12 derniers mois de Freehold s'établissait à 1,1 fois au 31 décembre 2025 (1,2 fois au 31 décembre 2024). Ce ratio demeure en deçà de l'objectif de la stratégie de la société à l'égard de la dette nette, qui est de moins de 1,5 fois. Ce ratio est une mesure de l'effet de levier financier qui reflète les liquidités disponibles pour rembourser les dettes de Freehold. Il représente le nombre d'années qu'il faudrait à Freehold pour ramener sa dette nette à zéro si les fonds provenant des activités d'exploitation demeuraient constants et si aucune autre obligation n'exigeait des sorties de trésorerie, comme des dividendes et des acquisitions, par exemple.
Freehold utilise la structure du capital comme mesure de gestion du capital, qui correspond à la dette nette plus les capitaux propres. La mesure de gestion du capital connexe, soit le ratio de la dette nette sur la structure du capital, est une mesure de l'effet de levier financier qui indique la part du capital liée à la dette. Le ratio de la dette nette sur la structure du capital de Freehold s'établissait à 21 % au 31 décembre 2025 et (20 % au 31 décembre 2024).
Analyse de la dette
| (en milliers de dollars) | Au 31 décembre | |
|---|---|---|
| 2025 | 2024 | |
| Dette à long terme | 282 853 $ | 300 854 $ |
| Fonds de roulement^{1)} | (14 602) | (18 588) |
| Dette nette^{1)} | 268 251 $ | 282 266 $ |
- Le fonds de roulement et la dette nette sont des mesures de la gestion du capital.
Ratios de levier financier
| Au 31 décembre 2025 | Au 31 décembre 2024 | |
|---|---|---|
| Dette nette sur les fonds provenant des activités d'exploitation (nombre de fois)^{1), 2)} | 1,1 | 1,2 |
| Dette nette sur la structure du capital (%) | 21 % | 20 % |
- Les fonds provenant des activités d'exploitation sont comptabilisés sur les douze derniers mois et ne tiennent pas compte des effets pro forma des acquisitions.
- Le ratio de la dette par rapport aux fonds provenant des activités d'exploitation est une mesure de gestion du capital
Capitaux propres
Au 31 décembre 2025 et au 11 mars 2026, il y avait 163 960 334 actions ordinaires en circulation.
Le 22 mai 2025, la société a annoncé que son avis de lancement d'une offre publique de rachat dans le cours normal des activités (l'« offre publique de rachat ») avait été accepté par la TSX. L'offre publique de rachat permet à la société de racheter, à son gré, au maximum environ 13,7 millions des actions ordinaires de la société, sous réserve de certaines restrictions, sur une période de 12 mois, qui a commencé le 27 mai 2025. Les actions ordinaires rachetées aux termes de l'offre publique de rachat seront annulées. Depuis le lancement, aucune action ordinaire n'a été rachetée et annulée aux termes de l'offre publique de rachat.
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Le 13 décembre 2024, Freehold a émis 13 271 000 actions ordinaires au prix de 13,00 $ l'action ordinaire pour un produit brut de 172,5 millions de dollars, avant les frais d'émission d'actions de 7,0 millions de dollars (5,4 millions de dollars, déduction faite de l'incidence fiscale), et le produit net a servi à financer en partie une acquisition réalisée à la fin de 2024.
Capitaux propres
| (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | 31 décembre 2025 | 31 décembre 2024 | ||
|---|---|---|---|---|
| Actions | Montant | Actions | Montant | |
| Solde à l'ouverture de l'exercice | 163 960 334 | 1 667 803 $ | 150 689 334 | 1 500 639 $ |
| Actions émises dans le cadre d'un financement par prise ferme | - | - | 13 271 000 | 172 523 |
| Frais d'émission d'actions, après impôt | - | - | - | (5 359) |
| Solde à la clôture de l'exercice | 163 960 334 | 1 667 803 $ | 163 960 334 | 1 667 803 $ |
Nombre moyen pondéré d'actions
| Trimestres clos les 31 décembre | Exercices clos les 31 décembre | |||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Nombre moyen pondéré | ||||
| De base | 163 960 334 | 153 430 084 | 163 960 334 | 151 378 266 |
| Après dilution | 163 960 334 | 154 058 127 | 163 960 334 | 151 991 800 |
| À la clôture de l'exercice | 163 960 334 | 163 960 334 | 163 960 334 | 163 960 334 |
Politique en matière de dividendes et analyse
Le conseil examine et détermine le taux de dividende mensuel trimestriellement, ou lorsque les conditions l'exigent, après avoir pris en considération de nombreux facteurs, notamment les prix des produits de base, les cours de change, la conjoncture économique, les volumes de production, les impôts à payer, le rachat d'action et la capacité de Freehold à financer ses obligations et ses occasions d'exploitation et d'investissement.
Depuis sa création en 1996 jusqu'au 31 décembre 2025, Freehold a distribué 2,5 milliards de dollars (37,30 $ par action) aux actionnaires de la société. Les dividendes de Freehold sont désignés comme des dividendes déterminés aux fins de l'impôt sur le revenu au Canada.
Dividendes versés en 2025 et ratio de distribution des dividendes¹
Le total des dividendes versés pour les périodes de présentation de l'information financière considérées s'est établi à 44,3 millions de dollars (0,27 $ par action) et à 177,1 millions de dollars (1,08 $ par action), en hausse globalement par rapport aux périodes correspondantes de 2024, ce qui reflète l'émission d'environ 13,3 millions d'actions ordinaires de décembre 2024. Le ratio de distribution des dividendes¹ de Freehold pour les périodes de présentation de l'information financière considérées s'est établi à 87 % et à 76 %, en comparaison de 66 % et de 70 % pour les périodes correspondantes de 2024. Ces augmentations sont attribuables à la baisse des fonds provenant des activités d'exploitation par action.
¹) Le ratio de distribution des dividendes est une mesure financière supplémentaire.
| (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | Trimestres clos les 31 décembre | Aux 31 décembre | ||
|---|---|---|---|---|
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |
| Dividendes versés¹) | 44 269 $ | 40 687 $ | 177 077 $ | 162 745 $ |
| Dividendes par action (en $)²) | 0,27 | 0,27 | 1,08 | 1,08 |
| Fonds provenant des activités d'exploitation | 51 068 $ | 61 332 $ | 234 572 $ | 230 975 $ |
| Fonds provenant des activités d'exploitation par action - de base (en $)²) | 0,31 $ | 0,40 $ | 1,43 $ | 1,53 $ |
| Ratios de distribution des dividendes (%)³) | 87 % | 66 % | 75 % | 70 % |
- Selon la date de versement du dividende, qui est généralement le 15ᵉ jour du mois suivant le mois où il a été déclaré.
- Selon le nombre d'actions émises et en circulation à chaque date de clôture des registres.
- Le ratio de distribution des dividendes est une mesure financière supplémentaire.
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Dividendes mensuels déclarés
| Date de clôture des registres | Date de versement | Montant du dividende (en $ par action) |
|---|---|---|
| 31 janvier 2025 | 18 février 2025 | 0,09 $ |
| 28 février 2025 | 17 mars 2025 | 0,09 $ |
| 31 mars 2025 | 15 avril 2025 | 0,09 $ |
| 30 avril 2025 | 15 mai 2025 | 0,09 $ |
| 30 mai 2025 | 16 juin 2025 | 0,09 $ |
| 30 juin 2025 | 15 juillet 2025 | 0,09 $ |
| 31 juillet 2025 | 15 août 2025 | 0,09 $ |
| 29 août 2025 | 15 septembre 2025 | 0,09 $ |
| 30 septembre 2025 | 15 octobre 2025 | 0,09 $ |
| 31 octobre 2025 | 17 novembre 2025 | 0,09 $ |
| 28 novembre 2025 | 15 décembre 2025 | 0,09 $ |
| 31 décembre 2025 | 15 janvier 2026 | 0,09 $ |
| 1,08 $ | ||
| Après le 31 décembre 2025 | ||
| 30 janvier 2026 | 17 février 2026 | 0,09 $ |
| 27 février 2026 | 16 mars 2026 | 0,09 $ |
| 31 mars 2026 | 15 avril 2026 | 0,09 $ |
Activités d'investissement
Acquisitions et dépenses connexes
En 2025, Freehold a investi 44,1 millions de dollars (411,7 millions de dollars en 2024) dans des acquisitions et des dépenses connexes, comme suit.
Acquisitions aux États-Unis
Freehold a investi 31,5 millions de dollars (22,4 millions de dollars américains) (391,7 millions de dollars en 2024 [280,8 millions de dollars américains]) en échange de titres miniers et de droits de redevances dans le bassin permien au Texas et au Nouveau-Mexique.
Acquisitions au Canada
Freehold a investi 6,0 millions de dollars (14,0 millions de dollars en 2024) en échange de titres miniers et de droits de redevances dans le gisement de Clearwater, le gisement de pétrole brut de Mannville et le gisement du sud-est de la Saskatchewan.
Dépenses connexes
Freehold a inscrit à l'actif des frais généraux et administratifs de 3,8 millions de dollars (3,5 millions de dollars en 2024), des règlements au titre de la rémunération fondée sur des actions de 0,8 million de dollars (1,4 million de dollars en 2024) et des charges diverses de 2,0 millions de dollars (1,1 million de dollars en 2024).
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Transactions entre parties liées
Freehold était auparavant gérée par le gestionnaire aux termes de la convention de gestion, et ce, jusqu'au 31 décembre 2025 inclusivement (se reporter à la rubrique « Résiliation de la convention de gestion »). Le gestionnaire est une filiale entièrement détenue de Rife. Rife et les Caisses fiduciaires de retraite du CN sont toutes deux actionnaires de Freehold. Ensemble, elles détenaient une participation de 16,0 % dans Freehold aux 31 décembre 2025 et 2024. Rife Royalties Ltd. (anciennement Canpar Holdings Ltd.) (« Rife Royalties ») et Rife Holdings Ltd. (anciennement Evergreen Royalties Ltd. et, collectivement avec sa filiale américaine entièrement détenue, « Rife Holdings »), collectivement avec Rife, sont détenues à 100 % par les Caisses fiduciaires de retraite du CN. Rife Royalties, Rife Holdings, Rife, le gestionnaire et les Caisses fiduciaires de retraite du CN sont collectivement appelées les « parties liées de Rife ».
Tous les montants à payer à des parties liées de Rife ou à recevoir de parties liées de Rife n'étaient pas garantis, ne portaient pas intérêt et étaient payables à vue. Toutes les transactions ont eu lieu dans le cours normal des activités et ont été évaluées au montant d'échange, la contrepartie étant établie et acceptée par les parties.
En 2025, Freehold a remis un avis de résiliation au gestionnaire, résiliant la convention de gestion en date du 31 décembre 2025. Dès la résiliation, les dirigeants de Freehold ne sont plus employés de Rife et, à ce titre, à compter du 1er janvier 2026, les parties liées de Rife ne répondent plus aux conditions en matière d'obligations d'information prévues par l'IAS 24 Information relative aux parties liées.
En prévision de la date de résiliation, Freehold a négocié plusieurs ententes avec les parties liées de Rife, qui entrent en vigueur le 1er janvier 2026. Ces ententes ne sont pas importantes pour Freehold du point de vue des activités courantes ou de la situation financière.
Rife Management Ltd.
Avant la remise de l'avis de résiliation, le gestionnaire facturait des honoraires pour la prestation de certains services, dont le montant est fonction d'un nombre déterminé d'actions ordinaires de Freehold chaque trimestre. Conformément à la convention de gestion, les honoraires de gestion correspondaient à l'équivalent de 5 500 actions ordinaires de Freehold par trimestre. Depuis le 1er mai 2025, la société n'est plus tenue de payer des honoraires de gestion. Freehold avait précédemment choisi de régler ces honoraires au moyen de paiements en trésorerie, ce qui a donné lieu à une charge de 0,1 million de dollars en 2025 (0,3 million de dollars en 2024) établie d'après le cours de clôture à la TSX des actions ordinaires de Freehold le dernier jour de bourse du trimestre pour les périodes antérieures à l'avis de résiliation.
En 2025 et 2024, le gestionnaire a facturé des frais généraux et administratifs de 15,6 millions de dollars et de 15,3 millions de dollars, respectivement. Pour 2025 et 2024, le gestionnaire a facturé des montants de 3,1 millions de dollars et de 6,2 millions de dollars, respectivement, pour des règlements au titre de la rémunération fondée sur des actions. Au 31 décembre 2025, les créditeurs et charges à payer se rapportant à ces frais généraux et administratifs se chiffraient à 2,1 millions de dollars (2,0 millions de dollars au 31 décembre 2024).
En 2025 et 2024, le gestionnaire a facturé respectivement 0,3 million de dollars et 0,2 million de dollars au titre de paiements liés à une obligation locative relativement à un bail de bureaux. Freehold et les parties liées de Rife ont négocié une modification de bail qui entre en vigueur le 1er janvier 2026, le passif au titre de l'obligation locative pour Freehold étant estimé à 1,8 million de dollars au 31 décembre 2025.
Rife et Caisses fiduciaires de retraite du CN
En 2025 et 2024, Freehold a versé des dividendes en trésorerie de 28,4 millions de dollars et de 27,1 millions de dollars, respectivement, à Rife et aux Caisses fiduciaires de retraite du CN pour leur participation combinée en actions ordinaires de Freehold. Aux 31 décembre 2025 et 2024, des dividendes de 2,4 millions de dollars étaient à payer à Rife et aux Caisses fiduciaires de retraite du CN au titre des dividendes déclarés. De plus, Freehold reçoit des redevances de Rife aux termes de divers accords de redevances. En 2025, Freehold a reçu des redevances de 0,1 million de dollars de Rife (0,3 million de dollars en 2024).
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En 2025 et au cours des périodes précédemment présentées, Rife avait le droit de nommer deux administrateurs au conseil de Freehold. À la résiliation de la convention de gestion, la convention de gouvernance a également été résiliée et, conformément à une nouvelle entente de nomination, les parties liées de Rife ont désormais le droit de nommer un administrateur au conseil, à condition que leur niveau de participation continue de dépasser 10 % des actions ordinaires en circulation de Freehold.
Rife Royalties
Freehold et Rife Royalties partagent la propriété de certains titres miniers dans l'Ouest canadien. En règle générale, Rife Royalties détient les droits miniers qui se situaient sous la formation productive la plus profonde au moment de la création de Freehold, et Freehold détient le reste des droits miniers. Lorsque Freehold n'est pas le propriétaire inscrit légal des droits miniers, Rife Royalties détient ces droits en fiducie pour Freehold et reçoit les paiements de redevances à l'égard de ces droits miniers pour le compte de Freehold.
En 2025, Rife Royalties a versé à Freehold des paiements de redevances de 10,8 millions de dollars (13,1 millions de dollars en 2024). Les montants à recevoir de Rife Royalties au 31 décembre 2025 s'élevaient à 0,3 million de dollars (0,2 million de dollars au 31 décembre 2024).
Le 30 avril 2025, la convention de Freehold régissant les occasions d'acquisition avec les parties liées de Rife a été résiliée.
Rémunération des principaux dirigeants
Les principaux dirigeants sont les membres du conseil d'administration et de la haute direction. Le conseil est rémunéré directement par Freehold. Les salaires et les autres avantages des membres de la haute direction ont été facturés par le gestionnaire, tandis que les attributions aux termes du régime d'attributions sont émises directement par Freehold. L'augmentation de la rémunération des principaux dirigeants en 2025 par rapport à 2024 est attribuable à la résiliation de la convention de gestion. Depuis la remise de l'avis de résiliation, bien que Freehold ait continué d'être gérée par le gestionnaire jusqu'à la date de résiliation, l'équipe de direction de Freehold s'est consacrée entièrement aux activités de Freehold.
| (en milliers de dollars) | Exercices clos les 31 décembre | |
|---|---|---|
| 2025 | 2024 | |
| Jetons de présence | 558 | 521 |
| Frais du gestionnaire pour les membres de la haute direction | 4 571 | 2 370 |
| Rémunération fondée sur des actions | 5 340 | 2 515 |
| Rémunération des principaux dirigeants | 10 469 | 5 406 |
Gestion des risques
Risque de crédit
Le risque de crédit représente la perte financière que Freehold subirait en raison de l'inexécution potentielle des contreparties à ses instruments financiers. Freehold est exposée au risque de crédit principalement par le biais de ses créances liées aux contreparties financières. Freehold a mis en place des politiques et des procédures appropriées pour gérer le risque de crédit; toutefois, compte tenu de la volatilité des prix des produits de base, Freehold est exposée à un risque accru de perte financière occasionnée par l'inexécution ou l'insolvabilité de ses contreparties.
Freehold surveille activement le solde de ses débiteurs par l'intermédiaire de son groupe de conformité dédié et prend les mesures nécessaires pour accélérer le recouvrement, notamment en recourant à des privilèges d'achat en nature ou en engageant des recours, y compris des poursuites judiciaires. La majorité des contreparties de Freehold sont des exploitants de première qualité du secteur du pétrole brut et du gaz naturel. Le risque de crédit
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est également atténué par la diversification découlant du grand nombre de payeurs de redevances, qui représentent individuellement un montant négligeable des débiteurs impayés de Freehold.
La valeur comptable des débiteurs représente l'exposition maximale de Freehold au risque de crédit lié aux actifs financiers. Freehold n'avait pas de provision pour créances douteuses aux 31 décembre 2025 et 2024 et n'avait pas identifié de créances importantes à sortir du bilan au cours des exercices clos les 31 décembre 2025 et 2024.
Risque de liquidité
Le risque de liquidité représente le risque que Freehold soit incapable de s'acquitter de ses obligations financières lorsqu'elles arrivent à échéance.
La direction suit une approche prudente en matière de gestion de la dette qui vise à offrir un maximum de souplesse financière en ce qui a trait aux occasions d'investissement, tout en maintenant un dividende durable. Au 31 décembre 2025, la capacité disponible aux termes des facilités de crédit s'élevait à 215,2 millions de dollars, en plus d'une augmentation permise de 100 millions de dollars sur la facilité de crédit renouvelable, sous réserve du consentement des prêteurs. Lorsque les circonstances le justifient, la direction affecte une partie des fonds provenant des activités d'exploitation au remboursement de la dette.
Au 31 décembre 2025, Freehold se conformait à toutes les clauses restrictives en vertu des facilités de crédit. Si la société enfreint ou prévoit enfreindre ses clauses restrictives, Freehold pourrait être tenue de rembourser ou de refinancer la dette ou de renégocier ses modalités.
La direction prépare des budgets de dépenses d'investissement et d'exploitation annuels, qui sont régulièrement surveillés et mis à jour. Par ailleurs, les niveaux de dividendes sont surveillés et ajustés au besoin, pour les ramener à des niveaux soutenus par les fonds provenant des activités d'exploitation de Freehold.
Risque de marché
Le risque de marché comprend le risque lié au prix des produits de base, au taux de change et au taux d'intérêt.
Risque lié au prix des produits de base
Le risque lié au prix des produits de base s'entend du risque que la juste valeur des instruments financiers de Freehold fluctue en raison des variations des prix des produits de base. Les prix des produits de base que sont le pétrole brut et le gaz naturel sont influencés par la relation entre le dollar canadien et le dollar américain ainsi que par les événements macroéconomiques qui dictent les niveaux de l'offre et de la demande. Au cours de chacun des exercices clos les 31 décembre 2025 et 2024, Freehold n'avait aucun contrat dérivé lié au prix des produits de base en vigueur.
Risque de change
Freehold est exposée au risque de change par l'intermédiaire de sa filiale américaine en propriété exclusive et des actifs et passifs monétaires libellés en dollars américains détenus par Freehold. De ce fait, le bénéfice net, le résultat global et les flux de trésorerie de Freehold sont touchés par les fluctuations des taux de change. Au 31 décembre 2025, Freehold n'avait aucun contrat dérivé lié au change en vigueur.
Risque de taux d'intérêt
Freehold est exposée au risque de taux d'intérêt sur l'encours de sa dette bancaire, qui porte intérêt à un taux variable. En supposant que toutes les autres variables demeurent constantes au 31 décembre 2025, une variation de 1 % (à la hausse ou à la baisse) du taux d'intérêt pourrait entraîner une variation correspondante de 2,2 millions de dollars du bénéfice net. Au 31 décembre 2025, Freehold n'avait aucun dérivé de taux d'intérêt en cours.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Principales informations annuelles
| Informations financières (en milliers de dollars, sauf indication contraire) | 2025 | 2024 | 2023 |
|---|---|---|---|
| Redevances et autres produits | 313 460 | 309 480 | 314 575 |
| Bénéfice net | 91 781 | 149 446 | 131 904 |
| Par action, de base (en $)1) | 0,56 | 0,99 | 0,88 |
| Par action, après dilution (en $)1) | 0,56 | 0,98 | 0,88 |
| Fonds provenant des activités d'exploitation | 234 572 | 230 975 | 239 665 |
| Par action, de base (en $)1), 2) | 1,43 | 1,53 | 1,59 |
| Par action, après dilution (en $)1), 2) | 1,43 | 1,52 | 1,59 |
| Dividendes déclarés | 177 077 | 162 732 | 162 732 |
| Par action (en $) | 1,08 | 1,08 | 1,08 |
| Total des actifs | 1 371 070 | 1 482 472 | 1 118 423 |
| Dette à long terme | 282 853 | 300 854 | 122 973 |
| Total des passifs à long terme | 336 969 | 348 828 | 168 566 |
- Calculé en fonction du nombre moyen pondéré de base ou après dilution d'actions en circulation au cours de la période.
- Se reporter à la rubrique « Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières ».
Au cours des exercices choisis, Freehold s'est concentrée sur l'expansion aux États-Unis en procédant à plusieurs acquisitions de droits de redevances sur des biens situés principalement dans les bassins permien et Eagle Ford. Ces transactions ont été financées principalement par des emprunts et par l'émission d'environ 13,3 millions d'actions ordinaires en 2024. Ces acquisitions ont soutenu la croissance de la production et des produits, ainsi que l'augmentation des fonds provenant des activités d'exploitation au cours des exercices choisis. Ces augmentations ont été partiellement contébalancées par la baisse des prix de référence du WTI. Le bénéfice net a également subi l'effet de la réévaluation du billet intersociétés de Freehold, utilisé par la société mère canadienne pour financer les acquisitions aux États-Unis, bien que la réévaluation du solde intersociétés de la société mère canadienne n'ait eu aucune incidence consolidée sur le résultat global. Tout au long des exercices choisis, les fonds provenant des activités d'exploitation de Freehold ont permis de verser un dividende mensuel durable de 0,09 $ par action.
2025 | RAPPORT DE GESTION | FREEHOLD ROYALTIES LTD.
Principales informations trimestrielles
| Informations financières (en millions de dollars, sauf indication contraire) | 2025 | 2024 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| T4 | T3 | T2 | T1 | T4 | T3 | T2 | T1 | |
| Redevances et autres produits | 69,8 | 74,4 | 78,3 | 91,1 | 76,9 | 73,9 | 84,5 | 74,3 |
| Bénéfice net | 14,1 | 34,2 | 6,2 | 37,3 | 51,1 | 25,0 | 39,3 | 34,0 |
| Par action, de base et après dilution (en $)1) | 0,09 | 0,21 | 0,04 | 0,23 | 0,33 | 0,17 | 0,26 | 0,23 |
| Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation | 55,0 | 60,0 | 57,4 | 62,9 | 59,1 | 64,1 | 47,6 | 52,5 |
| Fonds provenant des activités d'exploitation | 51,1 | 58,9 | 56,6 | 68,1 | 61,3 | 55,7 | 59,6 | 54,4 |
| Par action, de base et après dilution (en $)1), 3) | 0,31 | 0,36 | 0,35 | 0,42 | 0,40 | 0,37 | 0,40 | 0,36 |
| Acquisitions et dépenses connexes | 9,3 | 5,8 | 15,2 | 13,9 | 277,0 | 1,8 | 11,5 | 121,5 |
| Dividendes versés | 44,3 | 44,3 | 44,3 | 44,3 | 40,7 | 40,7 | 40,7 | 40,7 |
| Par action (en $)2) | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 |
| Dividendes déclarés | 44,3 | 44,3 | 44,3 | 44,3 | 41,9 | 40,7 | 40,7 | 40,7 |
| Par action (en $)2) | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 | 0,27 |
| Ratio de distribution (en %)3) | 87% | 75% | 78% | 65% | 66% | 73% | 68% | 75% |
| Dette à long terme | 282,9 | 283,6 | 292,6 | 294,3 | 300,9 | 205,8 | 228,0 | 223,6 |
| Dette nette4) | 268,3 | 263,3 | 270,6 | 272,2 | 282,3 | 187,1 | 199,1 | 210,5 |
| Actions en circulation, à la clôture de la période (en millions) | 164,0 | 164,0 | 164,0 | 164,0 | 164,0 | 150,7 | 150,7 | 150,7 |
| Nombre moyen d'actions en circulation, de base (en millions)5) | 164,0 | 164,0 | 164,0 | 164,0 | 153,4 | 150,7 | 150,7 | 150,7 |
| Informations sur l'exploitation | ||||||||
| Pétrole léger et de densité moyenne (en b/j) | 6 456 | 6 661 | 6 940 | 6 880 | 6 296 | 6 080 | 6 551 | 6 094 |
| Pétrole lourd (en b/j) | 1 619 | 1 481 | 1 557 | 1 552 | 1 516 | 1 315 | 1 348 | 1 300 |
| LGN (en b/j) | 2 690 | 2 335 | 2 550 | 2 203 | 2 066 | 1 972 | 1 902 | 1 884 |
| Total des liquides (en b/j) | 10 765 | 10 477 | 11 047 | 10 635 | 9 878 | 9 367 | 9 801 | 9 278 |
| Gaz naturel (en kpi3/j) | 33 180 | 33 459 | 33 220 | 33 678 | 32 564 | 31 447 | 32 524 | 32 617 |
| Production totale (bep/j)6) | 16 294 | 16 054 | 16 584 | 16 248 | 15 306 | 14 608 | 15 221 | 14 714 |
| Pétrole et LGN (en %) | 66 % | 65 % | 67 % | 65 % | 65 % | 64 % | 64 % | 63 % |
| Prix réalisé sur le pétrole et le gaz naturel (en $/bep) | 45,88 | 48,92 | 50,36 | 59,29 | 53,80 | 54,36 | 59,74 | 54,81 |
| Coûts décaissés (en $/bep)3), 6) | 7,26 | 5,58 | 7,38 | 7,00 | 5,93 | 5,42 | 9,80 | 7,19 |
| Revenus nets (en $/bep)3), 6) | 37,42 | 42,82 | 42,68 | 53,01 | 47,25 | 47,78 | 49,44 | 46,62 |
| Prix de référence | ||||||||
| Pétrole brut West Texas Intermediate (en $ US/b) | 59,14 | 64,93 | 63,74 | 71,42 | 70,27 | 75,09 | 80,57 | 76,96 |
| Cours de change moyen ($ CA/$ US) | 1,39 | 1,38 | 1,38 | 1,43 | 1,40 | 1,37 | 1,37 | 1,35 |
| Pétrole brut léger non sulfure à Edmonton (en $ CA/b) | 76,57 | 86,39 | 84,25 | 95,32 | 94,90 | 97,85 | 105,29 | 92,14 |
| Pétrole brut Western Canadian Select (en $ CA/b) | 66,89 | 75,10 | 73,96 | 84,30 | 80,75 | 83,95 | 91,63 | 77,77 |
| Gaz naturel Nymex (en $ US/kpi3) | 3,68 | 3,18 | 3,57 | 3,79 | 2,86 | 2,24 | 1,96 | 2,33 |
| Indice mensuel AECO 5A (en $ CA/kpi3) | 2,23 | 0,63 | 1,69 | 2,17 | 1,48 | 0,69 | 1,18 | 1,80 |
- Calculé en fonction du nombre moyen pondéré d'actions en circulation de base ou après dilution au cours la période.
- Selon le nombre d'actions émises et en circulation à chaque date de clôture des registres.
- Se reporter à la rubrique « Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières ».
- La dette nette est une mesure de gestion du capital.
- Nombre moyen pondéré de base des actions en circulation au cours de la période.
- Se reporter à la rubrique « Conversion du gaz naturel en barils d'équivalent pétrole (bep) ».
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Risques d'entreprise
Nos activités sont soumises à certains des mêmes risques et conditions sectoriels auxquels sont confrontées les sociétés pétrolières et gazières. Les plus importants d'entre eux sont les suivants :
- la volatilité des prix du marché du pétrole brut et du gaz naturel;
- l'incidence de la mise au point de solutions de remplacement et de l'évolution de la demande des producteurs de pétrole;
- l'incidence de toute modification des régimes de réglementation ou de redevances dans les territoires où la société détient des actifs;
- les passifs inhérents aux activités liées au pétrole brut et au gaz naturel;
- l'évolution de la conjoncture générale de l'économie, du marché et du contexte commercial;
- les effets du conflit russo-ukrainien et des conflits au Moyen-Orient (y compris le conflit entre les États-Unis, Israël et l'Iran) et des interventions américaines au Venezuela sur les prix des produits de base et l'économie mondiale;
- les droits de douane et autres règlements et mécanismes géopolitiques de politique commerciale;
- les incertitudes liées à l'estimation des réserves de pétrole brut et de gaz naturel;
- la concurrence concernant les capitaux, les acquisitions de réserves de redevances, les terrains non mis en valeur et le personnel qualifié, entre autres choses;
- les évaluations erronées de la valeur des acquisitions;
- la dépendance opérationnelle vis-à-vis de la capacité financière et opérationnelle des payeurs de redevances et des exploitants tiers pour les revenus de Freehold;
- les risques liés à l'environnement et à l'évolution des lois environnementales, comme la taxe sur le carbone et la réglementation sur les émissions de méthane;
- les risques liés aux problèmes de la chaîne d'approvisionnement et aux pressions inflationnistes;
- les fluctuations de la disponibilité et du coût des emprunts;
- les problèmes géologiques, techniques, de forage et de traitement des payeurs de redevances;
- les modifications des lois de l'impôt sur le revenu ou les modifications des lois fiscales et de programmes incitatifs relatifs au secteur pétrolier et gazier.
Pour une description plus détaillée des facteurs de risque, veuillez consulter notre notice annuelle, déposée sur SEDAR+ à l'adresse www.sedarplus.ca.
Prix, marchés et commercialisation
De nombreux facteurs indépendants de la volonté de la société ont et continueront d'avoir une incidence sur la commercialité et le prix du pétrole brut et du gaz naturel acquis, produits ou découverts par la société. La capacité de la société, de ses partenaires et des payeurs de redevances à commercialiser son pétrole brut et son gaz naturel pourrait dépendre de leur capacité à acquérir de la capacité sur des pipelines qui acheminent le gaz naturel vers des marchés commerciaux ou à conclure des contrats pour la livraison du pétrole brut par chemin de fer. Les incertitudes quant à la capacité de livraison liées à la distance des réserves dans lesquelles la société détient des participations par rapport aux pipelines, aux lignes de chemin de fer, aux installations de traitement et de stockage, les problèmes opérationnels touchant les pipelines, les lignes de chemin de fer et les installations de traitement et de stockage, ainsi que la réglementation gouvernementale relative aux prix, aux taxes et impôts, aux droits de douane, aux redevances, au régime foncier, à la production permise, à l'exportation de pétrole brut et de gaz naturel et à de nombreux autres aspects des activités pétrolières et gazières peuvent également avoir une incidence sur la société, ses partenaires et ses payeurs de redevances.
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Les prix du pétrole brut et du gaz naturel peuvent être volatils pour diverses raisons, notamment en raison des incertitudes qui planent sur l'offre et la demande de ces produits de base en raison de la conjoncture économique mondiale, des mesures prises par l'OPEP+, des incertitudes politiques, des sanctions imposées à certains pays producteurs de pétrole par d'autres pays, de la guerre entre la Russie et l'Ukraine, des conflits au Moyen-Orient (y compris les récentes attaques des États-Unis et d'Israël contre l'Iran et la riposte iranienne), des développements géopolitiques au Venezuela ou d'autres événements économiques ou politiques défavorables aux États-Unis, en Amérique du Sud, en Europe ou en Asie. De plus, la survenance ou la menace d'attaques terroristes aux États-Unis ou dans d'autres pays pourrait avoir une incidence défavorable sur l'économie mondiale. Les prix du pétrole brut et du gaz naturel sont également tributaires de la disponibilité des marchés étrangers et de la capacité de la société, de ses partenaires et de ses payeurs de redevances d'y avoir accès.
Une baisse marquée de ces prix pourrait entraîner la baisse des produits d'exploitation nets que la société tire de sa production. Les aspects économiques de l'exploitation de certains puits pourraient s'en trouver modifiés, ce qui pourrait réduire la production de pétrole brut ou de gaz naturel ainsi que le volume et la valeur des réserves de la société. La société, ses partenaires et ses payeurs de redevances pourraient également choisir de ne pas produire à partir de certains puits à des prix inférieurs. Toute baisse marquée et prolongée du prix du pétrole brut et du gaz naturel aurait une incidence défavorable sur la valeur comptable des réserves, le pouvoir d'emprunt, les produits d'exploitation, la rentabilité et les flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation de la société et pourrait avoir un effet défavorable important sur ses activités, sa situation financière, ses résultats d'exploitation et ses perspectives.
La volatilité du prix du pétrole brut et du gaz naturel fait en sorte qu'il est difficile d'estimer la valeur des biens productifs que l'on projette d'acquérir et perturbe souvent le marché des biens productifs de pétrole brut et de gaz naturel, les acheteurs et les vendeurs ayant de la difficulté à s'entendre sur cette valeur. De plus, en raison de la volatilité du prix du pétrole et du gaz naturel, il est difficile d'établir le budget des acquisitions et des projets de mise en valeur et d'exploitation et de projeter le rendement qui en sera tiré.
Des renseignements supplémentaires sur les contraintes en matière de transport, l'accès aux marchés et les risques connexes se trouvent sous la rubrique « Conjoncture du secteur » de la notice annuelle.
Risques géopolitiques
Les changements politiques, légaux ou réglementaires au Canada et ailleurs qui ont des répercussions sur les activités locales et les marchés locaux et internationaux pourraient avoir une incidence défavorable sur les résultats de la société. Les changements de gouvernement, les modifications apportées aux politiques gouvernementales, à la réglementation, aux lois ou à l'interprétation de principes juridiques établis, l'opposition de tiers à l'activité industrielle en général ou à des projets en particulier, et la durée des examens réglementaires pourraient avoir une incidence sur les activités de la société et sur les projets qu'elle prévoit réaliser. Il pourrait s'agir de mesures prises par des organismes de réglementation ou d'autres intervenants politiques afin de retarder ou de refuser l'attribution des licences et des permis nécessaires aux activités de la société ou pour restreindre l'exploitation d'infrastructures de tiers dont la société a besoin. En outre, les modifications apportées à la réglementation environnementale, aux processus d'évaluation ou à d'autres lois, ainsi que la consultation croissante et élargie des parties prenantes (dont les parties prenantes autochtones), peuvent augmenter les coûts de conformité ou réduire ou retarder les occasions commerciales disponibles et avoir une incidence défavorable sur les résultats de la société.
Des changements ou des développements importants touchant les lois et les politiques des États-Unis, dont les lois et les politiques relatives au commerce international, aux affaires étrangères, à la fabrication et au développement, ainsi qu'à l'investissement dans les territoires et les pays où nous ou nos clients exerçons nos activités, pourraient avoir une incidence défavorable importante sur nos activités et nos états financiers. En particulier, le contexte tarifaire actuel entre les États-Unis et le Canada reste très dynamique et incertain. Les changements législatifs ou réglementaires apportés par l'administration américaine pourraient avoir une incidence importante sur les activités et la situation financière de la société. En mars 2025, les États-Unis ont imposé une série de droits de douane sur les marchandises importées du Canada et d'autres pays, déclenchant
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de facto une guerre commerciale mondiale et incitant le Canada et plusieurs partenaires commerciaux à mettre en œuvre des mesures de rétorsion. Depuis lors, les politiques tarifaires ont continué d'évoluer, créant une incertitude persistante quant au soutien des États-Unis aux accords commerciaux existants, y compris l'Accord Canada–États-Unis–Mexique conclu le 1er juillet 2020 (l'« ACEUM »).
À l'heure actuelle, les États-Unis maintiennent des droits de douane sur une gamme de produits d'exportation canadiens, notamment l'acier et l'aluminium, les automobiles et les pièces automobiles, le cuivre, le bois d'œuvre et certains produits en bois. Le Canada a mis en place des droits de douane réciproques sur ces catégories. En outre, les droits de douane américains s'appliquent aux produits canadiens à base de potasse et aux produits énergétiques qui ne sont pas admissibles aux exemptions prévues par l'ACEUM. L'incertitude persiste en raison d'une récente décision de la Cour suprême des États-Unis concernant le pouvoir de l'administration Trump d'imposer des droits de douane sans l'approbation du Congrès, de la réponse de l'administration Trump à cette décision et des révisions prévues en 2026 de l'ACEUM et d'autres accords commerciaux. Les modifications apportées aux droits de douane existants ou de nouvelles restrictions commerciales pourraient avoir une incidence importante sur l'économie canadienne, le secteur pétrolier et gazier et la société. En outre, l'imposition de nouveaux droits de douane américains à d'autres pays pourrait exacerber les tensions commerciales mondiales, augmenter les coûts, réduire la demande américaine pour les produits de la société et avoir une incidence négative sur ses activités ou celles de ses partenaires ou payeurs de redevances.
D'autres facteurs d'ordre gouvernemental et politique pourraient avoir une incidence défavorable sur les résultats financiers de la société, dont les hausses des taxes et impôts ou des taux de redevances gouvernementales (y compris les réclamations rétroactives) et les modifications apportées aux politiques et aux accords commerciaux. En outre, l'adoption de règlements imposant des normes d'efficacité ou l'utilisation de carburants de remplacement ou d'éléments de carburant non concurrentiels pourrait nuire aux activités de la société. De nombreux gouvernements accordent des avantages fiscaux et d'autres subventions en appui aux sources d'énergie de remplacement ou imposent l'utilisation de certains carburants ou de certaines technologies. Les gouvernements et d'autres acteurs encouragent également la recherche de nouvelles technologies afin de réduire les coûts et d'accroître l'utilisation à grande échelle des sources d'énergie de remplacement. La réussite de ces initiatives pourrait avoir pour effet de réduire la demande pour les produits de la société, de ses partenaires ou des payeurs de redevances.
Un changement de gouvernement au Canada ou aux États-Unis, qu'il s'agisse d'un gouvernement fédéral, provincial ou étatique ou d'une administration municipale, pourrait avoir une incidence sur les orientations prises par ces gouvernements en ce qui a trait au secteur du pétrole et du gaz, dont l'équilibre entre le développement économique et la protection de l'environnement. Le secteur du pétrole et du gaz naturel suscite des débats politiques de plus en plus polarisés qui alimentent la montée des actes de désobéissance civile posés en guise de contestation du développement du pétrole et du gaz naturel, particulièrement les projets d'infrastructures. Les protestations, les blocus et les manifestations pourraient retarder ou perturber les activités de la société.
Des renseignements supplémentaires sur les risques géopolitiques connexes se trouvent sous la rubrique « Conjoncture du secteur » de la notice annuelle.
Conflit au Moyen-Orient
Les activités de la société pourraient subir les conséquences défavorables des conflits géopolitiques à l'étranger. Les hostilités qui ont débuté en octobre 2023 entre Israël et le Hamas ont évolué vers un conflit régional plus large. Le régime syrien d'Assad s'est effondré à la fin de 2025, et le climat politique en Syrie reste instable.
En juin 2025, des frappes aériennes américaines ont visé des installations nucléaires iraniennes à Fordow, Natanz et Isfahan, provoquant des attaques de missiles iraniens contre des intérêts américains au Qatar. Un cessez-le-feu entre le Hamas et Israël est en vigueur depuis la mi-2025, mais les tensions restent vives, avec des affrontements sporadiques qui se poursuivent à Gaza et dans le sud du Liban.
Le 28 février 2026, les États-Unis et Israël ont lancé une campagne coordonnée de frappes aériennes et de tirs de missiles à grande échelle sur l'ensemble du territoire iranien, visant de nombreux sites militaires et
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gouvernementaux. Le Guide suprême, l'ayatollah Ali Khamenei, ainsi que plusieurs autres hauts responsables du régime ont été tués lors de cette campagne. L'Iran a immédiatement riposté par des attaques de missiles et de drones visant des cibles américaines et israéliennes dans toute la région ainsi que dans les pays voisins du Moyen-Orient. Ce conflit a entraîné et devrait continuer d'entraîner des perturbations dans l'approvisionnement énergétique mondial et les voies de transport.
Ces développements font peser des risques permanents sur la stabilité régionale au Moyen-Orient, une plaque tournante essentielle pour la production mondiale de pétrole brut et de gaz naturel. La durée et les conséquences à long terme du conflit restent incertaines, notamment en ce qui concerne la production future de pétrole et de gaz au Moyen-Orient ainsi que la circulation de ces produits de base à l'échelle mondiale. La poursuite ou une escalade du conflit pourraient perturber davantage les chaînes d'approvisionnement, accroître la volatilité des marchés énergétiques mondiaux et avoir des répercussions négatives sur l'économie mondiale. L'incidence de ces événements sur l'industrie pétrolière et gazière canadienne et sur la société reste incertaine.
Guerre entre la Russie et l'Ukraine
Les activités de la société pourraient subir les conséquences défavorables des conflits géopolitiques à l'étranger. L'invasion de l'Ukraine par la Russie en février 2022 s'est transformée en un conflit prolongé et intense, avec des combats acharnés qui se poursuivent dans l'est de l'Ukraine et des attaques incessantes aux missiles et aux drones. L'Organisation du Traité de l'Atlantique Nord (« OTAN ») et les pays alliés, dont le Canada, ont apporté un soutien militaire et financier substantiel à l'Ukraine, tout en maintenant des sanctions strictes à l'encontre de la Russie. Bien que les négociations de paix aient progressé, aucun accord global n'a été conclu et les questions territoriales et de sécurité restent en suspens. Ces développements font peser des risques permanents sur la stabilité régionale, les chaînes d'approvisionnement énergétiques et industrielles mondiales et les marchés internationaux, ce qui pourrait avoir une incidence négative sur l'économie mondiale, l'industrie pétrolière et gazière canadienne et la société.
Conflit entre les États-Unis et le Venezuela
Les activités de la société pourraient subir l'incidence défavorable des développements géopolitiques touchant les marchés mondiaux du pétrole brut. Le 3 janvier 2026, les forces militaires américaines ont mené une opération à Caracas, au Venezuela, qui a abouti à la capture du président Nicolás Maduro et de son épouse, Cilia Flores. Dans des déclarations ultérieures, les dirigeants américains ont fait savoir qu'ils avaient l'intention d'administrer temporairement le Venezuela et de faciliter la réalisation d'investissements importants par les compagnies pétrolières américaines dans le secteur pétrolier vénézuélien. Ces actions ont attiré l'attention internationale et l'ampleur des répercussions politiques et économiques qui en résulteront reste incertaine. Étant donné que les États-Unis sont la principale destination des exportations de pétrole brut canadien, l'accès accru des États-Unis aux réserves substantielles du Venezuela pourrait réduire la demande américaine de pétrole brut canadien et avoir un effet négatif sur les prix et la compétitivité du marché.
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Évolution de la demande à l'égard des produits pétroliers et solutions de rechange aux produits pétroliers
Les mesures d'économie du carburant, les exigences relatives aux carburants de remplacement, l'intensification de la demande des consommateurs pour des produits de rechange au pétrole brut et au gaz naturel, et les innovations technologiques dans les systèmes de réduction de la consommation du carburant et de production d'énergie renouvelable pourraient entraîner une réduction de la demande pour le pétrole et le gaz naturel. Ces dernières années, certains territoires ont adopté des politiques ou des mesures incitatives visant à réduire l'utilisation de combustible fossile et à encourager l'utilisation de carburant de remplacement renouvelable, ce qui pourrait réduire la demande de produits pétroliers et créer une pression à la baisse sur les prix des marchandises. Les avancées relatives aux produits efficaces sur le plan énergétique ont une incidence semblable sur la demande de produits du pétrole brut et du gaz naturel. La société ne peut prédire l'incidence de ces changements dans la demande de produits de pétrole brut et de gaz naturel. Toutefois, s'ils sont marqués, les changements pourraient avoir une incidence défavorable importante sur son entreprise, sa situation financière, ses résultats d'exploitation et ses flux de trésorerie en réduisant sa rentabilité, en augmentant ses coûts, en limitant son accès au financement et en diminuant la valeur de ses actifs.
Réglementation
L'adoption de nouveaux règlements ou la modification de règlements existants visant le secteur pétrolier et gazier pourrait entraîner une baisse de la demande de pétrole brut et de gaz naturel et une hausse des frais de la société, de ses partenaires et de ses payeurs de redevances, autant de facteurs susceptibles d'avoir une incidence défavorable importante sur l'entreprise, la situation financière, les résultats d'exploitation et les perspectives d'affaires de la Société. En outre, les contestations de tiers à l'égard de décisions et d'ordonnances rendues par des autorités de réglementation pourraient réduire l'efficacité de la réglementation, étant donné que la mise en application des décisions et des ordonnances pourrait être retardée en raison d'impondérables et de l'interruption des activités au sein du secteur du pétrole et du gaz naturel.
Dans le cadre de leurs activités pétrolières et gazières, la société, ses partenaires et ses payeurs de redevances doivent obtenir des permis, des licences, des enregistrements, des approbations et des autorisations réglementaires auprès de différents organismes gouvernementaux. Rien ne garantit que la Société, ses partenaires et ses payeurs de redevances seront en mesure d'obtenir l'ensemble des permis, des licences, des enregistrements, des approbations et des autorisations dont ils pourraient avoir besoin pour exercer les activités souhaitées. En outre, certaines lois fédérales, telles que la Loi sur la concurrence et la Loi sur Investissement Canada, pourraient avoir une incidence défavorable sur les activités, la situation financière et la valeur marchande des actions ordinaires ou des actifs de la société, plus particulièrement lorsqu'elle entreprend, ou tente d'entreprendre, des activités d'acquisition ou de cession.
Des renseignements supplémentaires sur les questions réglementaires connexes se trouvent sous la rubrique « Conjoncture du secteur » de la notice annuelle.
Régimes de redevances
Les gouvernements des territoires dans lesquels la société a des actifs pourraient adopter de nouveaux régimes de redevances ou modifier les régimes de redevances en vigueur, ce qui pourrait avoir une incidence sur la rentabilité des projets de la société, de ses partenaires et de ses payeurs de redevances. L'augmentation des redevances pourrait réduire les bénéfices de la société et nuire à la rentabilité de ses investissements futurs, ou nuire à la rentabilité des activités de la société, de ses partenaires ou de ses payeurs de redevances.
Des renseignements supplémentaires sur les régimes de redevances connexes se trouvent sous la rubrique « Conjoncture du secteur » de la notice annuelle.
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Partage de titres miniers entre Freehold et Rife Royalties
Freehold et Rife Royalties partagent des titres miniers dans un vaste territoire situé dans l'Ouest canadien. De façon générale, Rife Royalties détient les titres miniers pour la partie située sous la formation productrice la plus profonde au moment où Freehold a été constituée en 1996, et Freehold détient le reliquat des titres miniers. Freehold n'est pas le propriétaire inscrit de ces titres miniers, car Rife Royalties les détient en fiducie pour le compte de Freehold. Rife Royalties détient pour le compte de Freehold des titres miniers en fiducie qui représentaient environ 6,1 % de la production visée par des redevances totale de Freehold en 2025. Avant la résiliation de la convention de gestion, comme Freehold et Rife Royalties étaient toutes deux gérées par Rife, la perception des paiements de redevances que Rife Royalties recevait en fiducie pour le compte de Freehold était gérée par Rife. À la résiliation de la convention de gestion, Freehold et Rife Royalties ont conclu une convention d'administration et de gestion d'actifs fiduciaires datée du 1er janvier 2026, en vertu de laquelle Rife Royalties a accepté de céder partiellement à Freehold les droits du bailleur relatifs à la propriété bénéficiaire des titres miniers de Freehold ou de déléguer à Freehold le pouvoir d'exercer tous les droits et obligations du bailleur relatifs à la propriété bénéficiaire des titres miniers de Freehold. Toutefois, si le preneur a bail ne reconnait pas cette cession partielle ou cette délégation de pouvoir, Rife Royalties (ou, si Rife Royalties vend sa participation dans ces actifs, tout nouveau propriétaire de ces actifs) serait toujours tenue de conserver ces redevances en fiducie pour Freehold. Dans de telles circonstances, Freehold pourrait être retardée dans la réception des redevances et, selon les contreparties concernées, le recouvrement de ces paiements de redevances pourrait s'avérer plus difficile.
Risque de crédit lié aux tiers
La société est exposée au risque de crédit lié aux tiers découlant de ses ententes contractuelles conclues avec ses coentrepreneurs, actuels ou futurs, des parties qui commercialisent sa production de pétrole brut et de gaz naturel ainsi que d'autres parties. En outre, la société pourrait être exposée au risque de crédit lié aux tiers découlant des exploitants de terrains dans lesquels elle détient une participation de concessionnaire ou un droit de redevance. La violation par ces entités de leurs obligations contractuelles ou d'une autre nature envers la société pourrait avoir une incidence défavorable importante sur les activités, la situation financière, les résultats d'exploitation et les perspectives de la société. Si ces tiers devaient faire faillite, devenir insolvables ou déposer une proposition concordataire ou introduire des procédures en faillite ou en insolvabilité, la société pourrait être incapable de recouvrer en totalité ou en partie les sommes que lui doivent ces parties. L'un ou l'autre de ces facteurs pourrait avoir une incidence défavorable importante sur la situation financière et les résultats d'exploitation de la société.
Contrôles, questions comptables et réglementaires
Contrôle interne à l'égard de l'information financière
Freehold doit se conformer au Règlement 52-109 sur l'attestation de l'information présentée dans les documents annuels et intermédiaires des émetteurs. L'attestation des documents annuels exige que nous indiquions dans le rapport de gestion tout changement dans nos contrôles internes à l'égard de l'information financière qui a eu ou dont on peut raisonnablement penser qu'il aura une incidence importante sur notre contrôle interne à l'égard de l'information financière. Nous confirmons qu'aucun changement de cette nature n'a été apporté aux contrôles internes à l'égard de l'information financière du 1er octobre 2025 au 31 décembre 2025. Bien que nous soyons d'avis que nos contrôles et procédures de communication de l'information et notre contrôle interne à l'égard de l'information financière fournissent un niveau raisonnable d'assurance, nous ne nous attendons pas à ce que les contrôles empêchent toutes les erreurs et les fraudes. Un système de contrôle, aussi bien conçu ou exploité soit-il, ne peut fournir qu'une assurance raisonnable, et non absolue, que l'objectif du système de contrôle est atteint. Le chef de la direction et le chef des finances ont signé le formulaire 52-109F1, Attestation des documents annuels, qui se trouve sur le profil de la société sur SEDAR+, à l'adresse www.sedarplus.ca.
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Contrôles et procédures de communication de l'information
Au 31 décembre 2025, une évaluation interne de l'efficacité des contrôles et procédures de communication de l'information de Freehold a été effectuée. Cette évaluation a été effectuée sous la supervision et avec la participation du chef de la direction et du chef des finances. Elle a pris en considération les politiques de Freehold en matière de présentation de l'information, d'opérations d'initiés, de conduite des affaires et de conflits d'intérêts, ainsi que de dénonciation, de même que le fonctionnement du gestionnaire, des dirigeants, du conseil et des comités du conseil. De plus, l'évaluation a porté sur les processus, les systèmes et les capacités liés aux dépôts réglementaires, à la divulgation publique, ainsi qu'à l'identification et à la communication de l'information importante. Sur la base de cette évaluation, la direction a conclu que les contrôles et procédures de communication de l'information de Freehold étaient efficaces au 31 décembre 2025, en ce sens qu'ils permettent de s'assurer que l'information importante est communiquée à la direction en temps opportun, en particulier pendant la période au cours de laquelle les documents annuels ont été préparés, et que l'information que Freehold doit présenter dans ses documents annuels, ses documents intermédiaires ou d'autres rapports déposés ou soumis par Freehold en vertu de la législation en valeurs mobilières est enregistrée, traitée, condensée et présentée dans les délais prescrits par la législation en valeurs mobilières.
Utilisation d'estimations et recours au jugement
L'établissement d'états financiers conformes aux IFRS exige que la direction fasse des estimations et pose des hypothèses qui influent sur la valeur comptable des actifs et des passifs, sur la présentation des actifs éventuels et passifs éventuels et sur la valeur comptable des produits et des charges pour la période considérée. Les résultats réels pourraient être différents en raison de l'utilisation d'estimations. Entre autres incertitudes, la société continue de surveiller les répercussions directes et indirectes, sur ses activités, ses flux de trésorerie et ses liquidités, de la volatilité de l'économie mondiale et des prix des produits de base ainsi que des récentes modifications des tarifs douaniers et de l'évolution de la réglementation concernant les questions liées au climat.
Réserves de pétrole et de gaz naturel
Les montants comptabilisés pour l'épuisement des participations dans des biens pétroliers et gaziers, les regroupements d'entreprises, le classement des acquisitions d'actifs, les indices de dépréciation et les montants utilisés dans le calcul de la dépréciation sont fondés sur des estimations des réserves prouvées et probables de pétrole et de gaz naturel. De par leur nature, ces estimations des réserves prouvées et probables de pétrole et de gaz naturel et les flux de trésorerie connexes sont assujettis à des incertitudes, y compris des hypothèses importantes relatives à la production prévue donnant droit à des redevances issues des réserves prouvées et probables de pétrole et de gaz naturel et aux prix prévus du pétrole brut et du gaz naturel, et l'incidence sur les états financiers des périodes futures pourrait être importante. Les réserves prouvées et probables de pétrole et de gaz naturel de Freehold ont été établies au 31 décembre 2025 par les évaluateurs de réserves qualifiés indépendants externes de la société. La direction doit exercer son jugement pour analyser les indices internes et externes de dépréciation des participations dans des biens pétroliers et gaziers et des actifs de prospection et d'évaluation, l'estimation des réserves prouvées et probables de pétrole et de gaz naturel et des flux de trésorerie connexes étant importante pour l'évaluation.
Emplacements de mise en valeur future non pris en compte dans les réserves
Les emplacements de mise en valeur future non pris en compte dans les réserves pour des terrains visés par des redevances et les flux de trésorerie futurs connexes peuvent également être utilisés pour établir les évaluations d'acquisitions d'actifs ou les dépréciations. Ces emplacements de mise en valeur future non pris en compte dans les réserves sont déterminés à partir d'une analyse historique de la prise en compte des réserves non mises en valeur précédemment dans les rapports sur les réserves préparés de façon indépendante. De par leur nature, cette estimation et ces flux de trésorerie futurs sont assujettis à des incertitudes, y compris des hypothèses importantes relatives à la production future donnant droit à des redevances, aux prix prévus du pétrole brut et du gaz naturel et au calendrier de mise en valeur par des tiers.
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Rémunération fondée sur des actions
La rémunération fondée sur des actions est déterminée en fonction de la valeur des attributions en cours à chaque date de clôture. La valeur comptabilisée tient compte du cours de l'action à la clôture de la période, des dividendes déclarés entre la date d'attribution et la date de clôture de la période et de certaines hypothèses, y compris une estimation du multiplicateur pour les UALR. Les résultats réels pourraient être différents en raison de l'utilisation d'estimations.
Impôt sur le résultat
Les actifs et les passifs d'impôt différé sont comptabilisés pour tenir compte des incidences fiscales estimées attribuables aux différences entre les montants présentés dans les états financiers et leur base fiscale respective, selon les taux d'impôt adoptés ou quasi adoptés, lorsqu'il est considéré probable que des passifs ou des actifs d'impôt différé seront payables ou recouvrables, respectivement, au cours de périodes futures, ce qui nécessite l'exercice du jugement de la direction. L'incidence d'une modification des taux d'impôt sur les passifs et les actifs d'impôt différé est comptabilisée en résultat dans la période au cours de laquelle la modification a lieu. Le montant réel d'impôt sur le résultat peut être supérieur ou inférieur aux estimations et les écarts peuvent être importants. La direction examine le caractère adéquat de ces montants à la clôture de la période de présentation de l'information financière. Toutefois, des variations des passifs ou des actifs d'impôt sur le résultat pourraient survenir au cours de périodes futures à la suite de vérifications effectuées par les administrations fiscales. Lorsque l'issue probable de ces questions fiscales diffère des montants comptabilisés initialement, ces différences ont une incidence sur l'impôt passé en charges dans la période au cours de laquelle cette détermination est effectuée.
Unités génératrices de trésorerie
La détermination d'une UGT est assujettie au jugement de la direction. La recouvrabilité des participations dans des biens pétroliers et gaziers et des actifs de prospection et d'évaluation est évaluée au niveau de l'UGT. Une UGT est le niveau le plus bas pour lequel il existe des entrées de trésorerie identifiables qui sont largement indépendantes des entrées de trésorerie d'autres UGT. Freehold compte actuellement deux UGT : les États-Unis et le Canada.
Produits à recevoir au titre des redevances américaines et canadiennes sur le pétrole et le gaz naturel sur les biens pétroliers et gaziers
Freehold applique la méthode de la comptabilité d'exercice et fait des estimations dans ses résultats financiers et d'exploitation. Cela peut comprendre des estimations des produits réalisés aux États-Unis et au Canada, qui sont fondées sur des hypothèses importantes relatives à la production donnant droit à des redevances, aux prix réalisés des produits de base et, le cas échéant, aux déductions à la source permises pour la période présentée, pour laquelle les résultats réels n'ont pas encore été reçus. On s'attend à ce que ces estimations des produits à recevoir soient revues à la hausse ou à la baisse en fonction des résultats réels reçus. Freehold n'exerce aucun contrôle opérationnel sur ses terrains visés par des redevances et détient principalement de petites participations dans plusieurs milliers de puits. Il lui est donc extrêmement difficile d'obtenir en temps opportun des données sur la production des exploitants de puits. Par conséquent, la société utilise les données historiques sur la production, les nouveaux puits en production et les données sur la production accessibles au public conformément aux modalités des concessions minières et des accords de redevances aux États-Unis et au Canada de la société pour déterminer la production donnant droit à des redevances. Les prix réalisés des produits de base sont fondés sur les prix de référence des produits de base accessibles au public, ajustés en fonction de la qualité, de l'emplacement, des déductions admissibles ou d'autres facteurs conformément aux modalités de ces concessions minières et de ces accords de redevances. Ces estimations des produits à recevoir au titre des redevances américaines et canadiennes sont révisées en fonction des volumes réels de la production donnant droit à des redevances et des prix réalisés des produits de base obtenus au cours des périodes ultérieures. La comptabilisation de produits à recevoir au titre des redevances américaines et canadiennes s'impose en raison du décalage entre le calendrier de la production de pétrole brut et de gaz naturel et le moment où la société reçoit sa production donnant droit à des redevances et son paiement de redevances, qui est habituellement de deux à trois mois.
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L'exercice du jugement est nécessaire pour déterminer les participations dans des biens visés par des redevances au Canada pour certains secteurs où les droits miniers sont partagés avec Rife Royalties. Freehold utilise les informations accessibles au public sur les formations géologiques pour répartir les produits entre les entités conformément aux participations respectives de chacune.
Prises de position comptable récentes non encore adoptées
IFRS 9 Instruments financiers et IFRS 7 Instruments financiers : Informations à fournir
En mai 2024, l'IASB a publié des modifications visant à clarifier la date de comptabilisation et de décomptabilisation des actifs et des passifs financiers ainsi qu'à fournir des précisions supplémentaires sur le classement de certains actifs financiers. Les modifications entrent en vigueur le 1er janvier 2026 et doivent être appliquées rétrospectivement. Ces modifications ne devraient pas avoir d'incidence sur les états financiers.
IFRS 18, États financiers : Présentation et informations à fournir
En avril 2024, l'IASB a publié l'IFRS 18 États financiers : Présentation et informations à fournir en remplacement de l'IAS 1 Présentation des états financiers. La norme instaure une structure définie des états du résultat global et des obligations d'information spécifiques s'y rapportant. De plus, les mesures de la performance définies par la direction doivent faire l'objet d'une présentation par voie de note. La norme entre en vigueur le 1er janvier 2027 et doit être appliquée rétrospectivement, certaines provisions transitoires étant disponibles. La société évalue actuellement l'incidence que l'adoption de l'IFRS 18 aura sur les états financiers consolidés.
Énoncés prospectifs
Certains énoncés figurant dans le présent rapport de gestion constituent des énoncés prospectifs. Ces énoncés se rapportent à des événements futurs ou aux attentes de Freehold en matière de rendement futur. Tous les énoncés autres que les énoncés de faits historiques peuvent être des énoncés prospectifs. Les énoncés prospectifs sont souvent, mais pas toujours, identifiés par l'utilisation de mots tels que « chercher », « anticiper », « planifier », « continuer », « estimer », « s'attendre à », « pouvoir », « vouloir », « prévoir », « projeter », « prédire », « potentiel », « cibler », « avoir l'intention de », « devoir », « croire » et d'expressions similaires (y compris leur forme négative). Ces énoncés comportent des risques, des incertitudes et d'autres facteurs connus et inconnus qui pourraient faire en sorte que les résultats ou les événements réels diffèrent considérablement de ceux qu'ils prévoient. Nous estimons que les attentes reflétées dans ces énoncés prospectifs sont raisonnables, mais rien ne garantit que ces attentes se révéleront exactes et, par conséquent. Par conséquent, il ne faut pas se fier indûment aux énoncés prospectifs inclus dans ce rapport de gestion. Ces énoncés prospectifs sont fournis pour permettre aux lecteurs de mieux comprendre nos activités et nos perspectives.
En particulier, ce rapport de gestion contient des énoncés prospectifs sous les rubriques « Stratégie de Freehold », « Perspectives », « Activité de forage », « Prix des produits », « Frais généraux et administratifs », « Impôt sur le résultat », « Situation de trésorerie et sources de financement », « Activités de financement », « Politique en matière de dividendes et analyse » et « Contrôles, questions comptables et réglementaires » portant sur ce qui suit :
- notre attente selon laquelle nous créerons de la valeur en favorisant l'aménagement de nos terrains grâce à notre programme de concessions minières et à l'optimisation des redevances, en acquérant des biens donnant droits à des redevances présentant des profils de risque acceptables et une longue durée de vie économique, et en générant des redevances dérogatoires brutes pour accroître les produits;
- notre attente selon laquelle nous maximiserons les droits de redevance de Freehold au moyen d'un programme d'audit et de conformité des plus complets, notre intention de gérer la dette de façon prudente
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avec un ratio de la dette nette sur les fonds provenant des activités d'exploitation pour les 12 derniers mois de 1,5 fois ou moins et de viser un ratio de distribution des dividendes d'environ 60 %;
- nos attentes selon lesquelles un puits aux États-Unis peut prendre en moyenne de six à douze mois entre la délivrance du permis initial et la première production, en comparaison de trois à quatre mois au Canada;
- note attente selon laquelle la production sera modérée au cours du premier semestre de 2026 et, dans l'hypothèse d'une stabilisation et d'une évolution favorable des prix des produits de base, qu'elle renouera avec la croissance au second semestre de l'exercice;
- notre attente selon laquelle Freehold continuera de bénéficier des améliorations de productivité des puits forés sur ses terrains;
- nos attentes selon lesquelles notre base d'actifs nord-américains, axés sur les liquides, générera des flux de trésorerie significatifs grâce à l'évolution des marchés des produits de base et à l'amélioration des conditions macroéconomiques générales, ce qui permettra à la société de maintenir ses dividendes et d'offrir à ses actionnaires des rendements solides à long terme;
- les perspectives pour 2026 concernant la production moyenne et les pondérations connexes de cette production;
- notre attente selon laquelle une capacité des pipelines supplémentaire sera mise en service à la fin de 2026 aux États-Unis;
- notre attente selon laquelle la résiliation de la convention de gestion n'aura pas d'incidence sur la structure future des frais généraux et administratifs de Freehold;
- les attentes selon lesquelles les récentes modifications de législation fiscale des États-Unis continueront de profiter à Freehold en réduisant l'impôt exigible dans un avenir prévisible;
- les attentes de Freehold quant à sa capacité à défendre ses positions fiscales adoptées dans ses déclarations relativement aux avis de cotisation et les incidences prévues si elle n'y parvient pas;
- nos prévisions quant au respect de toutes les clauses restrictives en vertu de nos facilités de crédit trimestriellement pour au moins l'exercice suivant, en fonction des meilleures estimations actuelles de Freehold concernant les résultats d'exploitation;
- les actions ordinaires rachetées aux termes de l'offre publique de rachat dans le cours normal des activités seront annulées;
- l'intention de Freehold d'établir son taux de dividende et le processus;
- La désignation prévue des dividendes de Freehold comme dividendes déterminés aux fins de l'impôt sur le revenu au Canada;
- le moment prévu de la déclaration et du versement des dividendes futurs;
- le calendrier prévu des modifications de l'IASB et de la mise en œuvre des nouvelles normes IFRS et les incidences prévues sur les états financiers de Freehold.
Nos résultats réels pourraient différer considérablement de ceux prévus dans ces énoncés prospectifs en raison de nombreux facteurs, dont les plus importants sont les suivants :
- la volatilité des prix du marché du pétrole brut, des LGN et du gaz naturel;
- les répercussions des conflits en cours au Moyen-Orient (y compris les récentes attaques des États-Unis et d'Israël contre l'Iran et la riposte iranienne), ainsi que de la guerre entre la Russie et l'Ukraine (et les sanctions connexes) et les mesures prises par l'OPEP+ sur l'économie mondiale et les prix des produits de base;
- l'instabilité géopolitique;
- l'instabilité politique;
- la conjoncture sectorielle;
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- les répercussions de l'inflation et des pénuries dans la chaîne d'approvisionnement sur les activités de nos partenaires sectoriels et de nos payeurs de redevances, ainsi que sur la demande et les prix des produits de base;
- les risques et les répercussions des droits de douane (et d'autres mesures de rétorsion commerciales) imposés par le Canada ou les États-Unis sur les exportations et/ou les importations à destination et en provenance de ces pays;
- les pressions inflationnistes;
- la volatilité des prix des produits de base;
- notre capacité à continuer de verser des dividendes;
- les niveaux futurs des dépenses d'investissement;
- les niveaux de production futurs;
- les cours de change futurs;
- le taux d'impôt futur;
- la législation future;
- les coûts de développement et d'expansion de nos actifs;
- notre capacité et la capacité de nos partenaires sectoriels et de nos payeurs de redevances à obtenir en temps opportun de l'équipement pour réaliser des activités de mise en valeur;
- notre capacité à commercialiser nos produits avec succès auprès de clients actuels et nouveaux;
- nos attentes à l'égard de la consommation de pétrole brut, de LGN et de gaz naturel;
- nos attentes à l'égard des niveaux de forage sectoriels sur nos terrains visés par des redevances;
- les hypothèses inexactes sur les facteurs de l'offre et de la demande ayant une incidence sur la consommation de pétrole brut, de LGN et de gaz naturel;
- l'incidence de la concurrence;
- notre capacité à obtenir du financement selon des modalités acceptables;
- notre capacité à accroître la production et les réserves grâce à nos activités de mise en valeur et d'acquisition;
- les contraintes de capacité des pipelines;
- les fluctuations des cours de change;
- notre interprétation et celle de nos avocats des lois fiscales, des règlements, des redevances ou des programmes incitatifs relativement à leur interprétation et à leur application par les autorités gouvernementales;
- les changements dans les lois sur l'impôt sur le revenu ou les changements dans les lois fiscales, les règlements, les redevances ou les programmes incitatifs relatifs au secteur pétrolier et gazier;
- la dépendance à l'égard des payeurs de redevances pour le forage et la production sur nos terrains et leur capacité à payer leurs obligations;
- les incertitudes ou les imprécisions associées à l'estimation des réserves de pétrole et de gaz;
- la volatilité des marchés boursiers et notre capacité d'accéder à des sources internes et externes de capitaux en quantité suffisante;
- un ralentissement important ou prolongé de la conjoncture économique générale ou de l'activité industrielle;
- les évaluations erronées de la valeur des acquisitions;
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- la concurrence pour, entre autres, le capital, les acquisitions de réserves, les terrains non mis en valeur et le personnel qualifié;
- les problèmes géologiques, techniques, de forage et de traitement;
- les litiges imprévus;
- les risques liés à l'environnement et les passifs inhérents aux activités pétrolières et gazières;
- les autres facteurs abordés dans le présent rapport de gestion, les états financiers intermédiaires, les états financiers audités et notre notice annuelle.
Des hypothèses d'exploitation clés concernant les énoncés prospectifs contenus dans ce rapport de gestion sont fournies à la rubrique « Perspectives » et ailleurs dans le présent rapport de gestion. De plus, en ce qui a trait aux énoncés prospectifs contenus dans ce rapport de gestion, nous avons posé des hypothèses concernant, entre autres, les prix futurs des produits de base, les niveaux futurs des dépenses d'investissement, les niveaux de production futurs, les cours de change futurs, les taux d'impôt futur, la législation future, le coût de mise en valeur et de production de nos actifs, notre capacité et la capacité de nos preneurs à bail d'obtenir en temps opportun de l'équipement pour réaliser des activités de mise en valeur, l'interprétation et la mise en œuvre de la législation fiscale, notre capacité de commercialiser nos hydrocarbures avec succès auprès de clients actuels et nouveaux, nos attentes à l'égard de la consommation de pétrole brut et de gaz naturel, nos attentes à l'égard des niveaux de forage dans le secteur, nos attentes à l'égard de l'achèvement des puits forés, nos hypothèses quant au rendement prévu des puits actuels et futurs forés par nos payeurs de redevances, notre capacité à obtenir du financement selon des modalités acceptables, la production interrompue, les ajouts de production grâce à notre fonction d'audit et notre capacité à accroître la production et les réserves au moyen des activités de mise en valeur et d'acquisition.
Dans la mesure où les prévisions ou les énoncés prospectifs contenus dans les présentes constituent des perspectives financières, ils sont inclus dans les présentes afin de fournir aux lecteurs une compréhension des plans et des hypothèses de la direction aux fins de l'établissement du budget, et les lecteurs sont avertis que les informations pourraient ne pas être appropriées à d'autres fins. Les lecteurs sont également avertis que la préparation d'états financiers conformément aux IFRS exige que la direction ait recours à son jugement et fasse des estimations qui influent sur la valeur comptable des actifs, des passifs, des produits et des charges. Ces estimations pourraient changer, ce qui aurait un effet positif ou négatif sur le bénéfice net, à mesure que de nouvelles informations seront disponibles et que la conjoncture économique évoluera.
Les énoncés prospectifs contenus dans ce rapport de gestion sont expressément visés par cette mise en garde et ne sont valables qu'à la date du présent rapport de gestion. Notre politique de mise à jour des énoncés prospectifs consiste à mettre à jour nos hypothèses d'exploitation clés trimestriellement et, sauf si la loi l'exige, nous ne nous engageons pas à mettre à jour d'autres énoncés prospectifs.
Mesures financières non conformes aux PCGR et autres mesures financières
Dans le présent rapport de gestion, il est fait référence à des termes couramment utilisés comme indicateurs de performance clés dans le secteur pétrolier et gazier. Nous sommes d'avis que les produits nets, les coûts décaissés, les revenus nets, le ratio de distribution des dividendes et les fonds provenant des activités d'exploitation par action sont des mesures financières utiles pour la direction et les investisseurs afin d'analyser la performance d'exploitation, le levier financier et la situation de trésorerie, et nous utilisons ces termes pour faciliter la compréhension et la comparabilité des résultats d'exploitation et de la situation financière de Freehold. Toutefois, ces termes n'ont pas de sens normalisés prescrits par les PCGR et, par conséquent, ils pourraient ne pas être comparables aux calculs de mesures similaires pour d'autres entités.
Les produits nets, qui sont une mesure non conforme aux PCGR et correspondent aux produits moins les impôts sur la valeur et les impôts sur la production (tels qu'ils sont engagés aux États-Unis, principalement au Texas,
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qui ne perçoit pas d'impôt sur le revenu des sociétés, mais qui perçoit des taux d'impôt fixes sur les produits tirés des marchandises en plus des cotisations d'impôt foncier) détaillent le montant net que Freehold reçoit de ses payeurs de redevances, en grande partie après les retenues d'impôt de l'État. Se reporter au tableau sous la rubrique « Revenus nets et coûts décaissés » du présent rapport de gestion pour obtenir un calcul quantitatif des produits nets.
Les coûts décaissés par bep, qui sont une mesure non conforme aux PCGR et également calculés par bep, se composent des coûts récurrents décaissés, exclusion faite des impôts, présentés dans les états du résultat net. Dans le cas de Freehold, les coûts décaissés correspondent aux charges d'exploitation, aux frais généraux et administratifs, aux charges d'intérêts ayant un effet sur la trésorerie, aux frais de gestion ayant un effet sur la trésorerie et aux règlements fondés sur des actions. Les coûts décaissés permettent à Freehold de comparer les variations de sa structure de coûts ayant un effet sur la trésorerie gérable par rapport aux périodes précédentes. Se reporter au tableau sous la rubrique « Revenus nets et coûts décaissés » du présent rapport de gestion pour obtenir un calcul quantitatif des coûts décaissés.
Les revenus nets, qui sont une mesure non conforme aux PCGR et calculés par bep et qui correspondent au prix moyen réalisé moins les impôts sur la production et les impôts sur la valeur, les charges d'exploitation, les frais généraux et administratifs, les charges d'intérêts ayant un effet sur la trésorerie, les frais de gestion ayant un effet sur la trésorerie et les règlements fondés sur des actions, représentent le montant des revenus nets par bep permettant à Freehold de comparer les variations du prix des produits de base par bep, déduction faite des impôts sur la production et des impôts sur la valeur, et de sa structure de coûts ayant un effet sur la trésorerie par rapport aux périodes précédentes. Se reporter au tableau sous la rubrique « Revenus nets et coûts décaissés » du présent rapport de gestion pour un calcul quantitatif des revenus nets.
Les ratios de distribution des dividendes sont souvent utilisés pour les sociétés versant des dividendes du secteur pétrolier et gazier afin d'identifier les niveaux de dividendes par rapport aux fonds provenant des activités d'exploitation qui sont également utilisés pour financer les remboursements sur la dette et/ou les occasions d'acquisition. Le ratio de distribution des dividendes correspond aux dividendes versés en pourcentage des fonds provenant des activités d'exploitation. Se reporter au tableau sous la rubrique « Politique en matière de dividendes et analyse - Ratio de distribution des dividendes » du présent rapport de gestion pour une analyse de cette mesure financière supplémentaire.
Les fonds provenant des activités d'exploitation par action, qui correspondent aux fonds provenant des activités d'exploitation divisés par le nombre moyen pondéré d'actions en circulation, fournissent une indication quant à la question de savoir si les variations des prix des produits de base, des coûts décaissés et/ou des acquisitions ont eu un effet relatif par action. Se reporter au tableau sous la rubrique « Flux de trésorerie liés aux activités d'exploitation et fonds provenant des activités d'exploitation » du présent rapport de gestion pour une analyse de cette mesure financière supplémentaire.
Conversion du gaz naturel en barils d'équivalent pétrole (bep)
Afin de fournir une seule unité de production à des fins d'analyse, les volumes de production et de réserves de gaz naturel sont convertis mathématiquement en barils d'équivalent pétrole (« bep »). Nous utilisons la conversion standard acceptée par l'industrie de six mille pieds cubes de gaz naturel pour un baril d'équivalent pétrole (6 kpi³ = 1 baril). Le ratio de conversion du bep de 6 : 1 est fondé sur une méthode de conversion en énergie équivalente qui s'applique principalement au bec du brûleur. Elle ne représente pas une équivalence de valeur à la tête du puits et n'est fondée ni sur le contenu énergétique ni sur les prix actuels. Bien que le ratio du bep soit utile pour les mesures comparatives, il ne reflète pas avec exactitude les valeurs de chaque produit et pourrait être trompeur, surtout s'il est utilisé isolément. De plus, étant donné que le ratio de la valeur, fondé sur le prix actuel du pétrole brut au gaz naturel, est considérablement différent du ratio d'équivalence énergétique de 6 : 1, l'utilisation d'un ratio de conversion de 6 : 1 peut être trompeuse comme indication de la valeur.
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